6. Живодерников С.В. Зарубежный опыт мониторинга состояния масло-наполненного оборудования [Текст]/ Живодерников С.В., Овсянников А.Г., Ру-сов В.А. Новосибирск Электросетьсервис ЕНЭС,2014 –153с.


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

©Тольяттинский государственный университетª


_________________________
_
Институт энергетики и электротехники
__________________

(наименование института полностью)

Кафедра
©Электроснабжение и электротехникаª

(наименование кафедры)

________________
____
13.03.02 Электроэнергетика и электротехника
__________________

(код и наименование направления подготовки, специальн
ости)

___
Электрооборудование и электрохозяйство предприя
тий, организаций

и учреждений
__

(направленность (профиль)/специализация)






БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА



на тему

©Система мониторинга силовых трансформаторов напряжением
220
-
750 кВª






Студент

А.А.
Полтавский

(И.О. Фамилия)


(личная подпись)

Руководитель

В.А.
Шаповалов

(И.О. Фамилия)


(личная подпись)








Допустить к защите


Заведующий кафедрой
д.т.н., профессор В.В. Вахнина

________________


(ученая степень, звание, И.О. Фамилия) (личная подпись)

©____ª _______________2017 г.





Тольятти 2017



Аннотация


Выпускная квалификационная работа бакалавра посвящена системе м
о-
ниторинга силовых трансформаторов 220 кВ
.

Трансформаторы
,

на которых

устанавливается данная система расположены на подстанции ©Левобережнаяª в
городе
Тольятти
.

В работе были рассмотрены
методы контроля трансформатора и осно
в-
ные цели внедрения данной системы
.

Произведен выбор наилучшей и более
подходящей системы непрерывного контроля

(СНК)
.

Выполнено подробное
описание характеристик
,

состава и структуры системы выбранной системы м
о-
ниторинг
а
SAFE
-
T
.

Произведено подключение

оборудования для

сист
емы м
о-
ниторинга на два автотрансформатора
АТДЦТН 250000
/220/110
-
У1
.

Выполн
е-
но описание настройки

программного обеспечения

для работы с системой н
е-
прерывного контроля
.

Подсчитана экономическая выгода от

внедрения СНК
.

Выпускная квалификационная работа

бакалавра выполнена в объеме
66

листов
, содержит 37 рисунков
,

21 таблицу
,

6 чертежей
,

выполненных

на
форм
а-
те
А1

и 2 приложений
.













Abstract


Final qualifying work of bachelor

is

dedicated to the monitoring system of
power transformers of 220 kV
.
The transformers that receive the system located in

the Levoberezhnaya

substation

in Togliatti.

The article

c-
tives of implementing this system. Selection of the best and more suitable

system of
continuous control (SC
C).
А

and structure of th
e system the selected
SAFE
-
T
system of monitoring and descri
p-
.

T
he co
n-
nection of the equipment to the monitoring system in two ATDTSTN
250000/220/110
-
U1

autotransformers

was also made
.

E
conomic benefits f
rom the
implementation of the SC
C

were estimated
.


Final qualifying
work performed in a volume of
6
6

pages, co
ntains 37 figures,
21

tables, 6 drawings,
made
on size A1

and two
applications
.













Содержание


Введение

…………………………………………………………………………
.
5

1

Методы контроля повреждения силового трансформатора
………….

…...6

2

Выбор
системы мониторинга для силового
трансф
орматора


……….
.

12

3

Описание системы мониторинга
SAFE
-
T
………………
…..…………….…
14

4 Сборка системы
мониторинга
……………………………....
………….


.
2
6

5

Настройка программного обеспечения
……………………….

…………..46

6 Экономическая выгода от внедрения системы мониторинга и ана
лиз



повреждения трансформатора после его введения……
.
..……
……………
.
62


Заключение
………
……
..……………………………
…………………….64


Список использованных источников…

……………………………….65


Приложение…

…………………………

………………

……
.
…….67















5


Введение


В настоящее время на современных отечественных и зарубежных эле
к-
тростанциях

и в электрических сетях эксплуатируется значительное количество
изношенного электрооборудования. Например, в США по состоянию на 1997 г.
около 65% силовых трансформаторов отработали более 25 лет, в России износ
основных фондов электроэнергетики составляет

около 50%.

Экономическая ситуация, а также общее количество оборудования с дл
и-
тельным сроком службы не позволяют в ближайшие годы провести его замену.
В связи с этим все более актуальной становится проблема продления сроков
службы и оценка возможности дал
ьнейшей эксплуатации такого электрообор
у-
дования в системах электроснабжения промышленных, жилых и общественных
зданиях.

Целью системы непрерывного мониторинга

по фактическому состоянию
является повышение надежности и сни
жение эксплуатационных расходов
:



повышение эффективности эксплуатации трансформаторного оборуд
о-
вания и сокращение случаев сбоев энергообеспечения по вине отказа оборуд
о-
вания за счет выявления начальной стадии развития дефекта и/или предавари
й-
ных и аварийных режимов в контролируемом обору
довании;



сокращение инвестиционных затрат на необоснованное обновление
оборудования;



снижение расходов на проведение ремонтов в результате организации
ремонтов по реальному состоянию оборудования вместо календарного;



сокращение трудозатрат персонала
в результате внедрения автоматиз
и-
рованных методов контроля и диагностики;



увеличение времени эксплуатации оборудования на основании факт
и-
ческих значений критических параметров трансформаторного оборудования;



снижение рисков причинения экологического ущ
ерба из
-
за выхода из
строя

трансформаторного оборудования
.


6


1
Методы контроля
повреждений силового трансформатора


В настоящее время наиболее эффективным средством повышения наде
ж-
ности силовых трансформаторов является применение методов и средств те
х-
нической диагностики

(ТД)
.

В основном все современные системы мониторинга нацелены на оценку
состояния изоляции как наиболее важного и подверженного разрушению эл
е-
мента трансформатора. С этой целью используют оценку режима нагрузки
трансформатора, контроль

температуры наиболее нагретой точки, определение
влагосодержания в бумажной изоляции, определение тангенса угла диэлектр
и-
ческих потерь. Также одним из главных является контроль состояния системы
охлаждения
, при оценке

эффективности которой обычно использу
ются след
у-
ющие параметры: температура верхних слоев масла, разница температур масла
на входе и выходе системы охлаждения, температура окружающей среды, с
о-
стояние маслонасосов и вентиляторов. Однако не маловажным является ко
н-
троль таких параметров как: уров
ень частичных разрядов, характеристика ви
б-
рации бака трансформатора, токи электродвигателей маслонасосов и вентил
я-
торов обдува, скорость потоков масла от маслонасоса, ток проводимости, tgδ и
емкость высоковольтных вводов, ток или мощност
ь электродвигателя
привода
РПН
.

Рассмотри
м наиболее эффективные методы ТД

и оценки состояния сил
о-
вых трансформаторов.

1.

Измерение и контроль тока, напряжения, мощности.

Рабочие параметры трансформатора, которые свидетельствуют о его
нагрузке и служат в качестве входных вели
чин для модели теплового и мо
щ-
н
остного баланса трансформатора
.

2.

Мониторинг влагосодержания и концентрации растворенных газов в
масле трансформатора.

От состояния масла в баке трансформатора в максимальной степени зав
и-
сит состояние из
оляционной системы, а

так
же и надежность работы трансфо
р-
7


матора. Наиболее важно контролировать влагосодержание в масле. От этого в
значительной степени зависят изоляционные свойства масла.

Наличие растворенных газов в масле обычно говорит о наличии дефектов
внутри трансформатор
а. Это тоже важный диагностический признак. Анализ
комбинаций нескольких растворенных газов позволяет дифференцировать тип
возникшего внутри трансформатора дефекта.

3.

Изменение емкости и tgδ вводов.

Повреждаемость высоковольтных вводов всегда является, от
носительно
других элементов трансформатора, достаточно высокой, и

по некоторым да
н-
ным достигает
3
0

35

% от общего количества аварий трансформаторов. Поэт
о-
му в состав всех систем диагностического мониторинга трансформаторного
оборудования обязательно входят

первичные датчики и необходимое оборуд
о-
вание для измерения тангенса угла потерь и емкости вводов в режиме ©on
-
lineª.

Зафиксированные изменения свидетельствуют о неисправности системы
изоляции высоковольтных вводов трансформатора.

4.

Мониторинг частичных р
азрядов в высоковольтных вводах и главной
изоляции трансформатора.

Оперативная диагностика состояния изоляции вводов и обмоток тран
с-
форматора по уровню и распределению частичных разрядов является эффе
к-
тивной, и особенно, высоко чувствительной к дефектам на

самых ранних ст
а-
диях их развития. Этот метод следует всегда включать в состав систем диагн
о-
стического мониторинга трансформаторного оборудования.

5.

Мониторинг тепловых режимов работы трансформатора и управления
системой охлаждения.

Для силовых трансформа
торов понижающих подстанций измерение те
м-
пературы бака является обязательным. Данные о температуре бака трансформ
а-
тора необходимы в системе диагностического мониторинга для двух целей. Во
-
первых, для выявления изменения температуры бака, в зависимости от т
екущих
технологических параметров, и, во
-
вторых, для уточнения диагностических з
а-
8


ключений для тех параметров, которые имеют общий тренд с температурой б
а-
ка трансформатора.

6.

Система мониторинга состояния РПН трансформатора.

Надежность работы системы регул
ирования напряжения понижающих
трансформаторов под нагрузкой (РПН) во многом определяет качество эле
к-
троснабжения потребителей. В современных экономических условиях важность
этого параметра существенно возрастает, что обусловлено ужесточением тр
е-
бований к
качеству электроснабжения промышленных и бытовых потребит
е-
лей. По этой причине растет количество трансформаторов, в которых ведется
мониторинг состояния РПН.

Особенно важно использование системы диагностического мониторинга
РПН для тех трансформаторов, кот
орые работают в режиме автоматического
поддержания напряжения на стороне подключения внешнего потребителя эле
к-
трической энергии.

7.

Токи короткого замыкания.

Записи процессов токов КЗ предоставляют информацию, прежде всего, о
динамической нагрузке обмоток
тр
ансформатора
.

Данные методы эффективны и позволяют выявить дефекты на ранней
стадии в электрооборудовании, тем самым предоставляют возможность пов
ы-
сить р
есурс и надежность оборудования
.

Расположение диагностируемого об
о-
рудования изображено на рисунке 1
.
1
.






9


Рисунок

1
.1



Р
асположение

диагностируемого оборудования

на трансформ
а-
торе


На рисунке 1
.2

представлена упрощенная схема

контроля силового
трансформатора

и устройства контроля газо
-
влагосодержания TRANSFIX

1.6
.

Объекты диагностирования и контроля
:

1.

Ввода 220 кВ
,

параметры
:

С1
,

tg (S), изоляция, данные параметры ко
н-
тролируются с помощью датчиков контроля ЧР 1
,2
,3,8
,

показанные на
рисунке

1.2.

2.

Контроль газов и влаги в масле
,

выполняется устройством
TRANSFIX

1
.6 (рисунок 1
.3
)
.

3.

Контроль тока в нейтрале,
несимм
етрии сопротивления осуществляе
т-
ся датчиками тока под цифрами 4
,
5
,
6 на рисунке

1
.2.

4.

Контроль за системой охлаждения в верхней и нижней части бака
трансформатора
,

проводят датчики 9 и 10

на рисунке 1
.2.


10


Рисунок

1
.2



Упрощенная схема контроля силового трансформатора


Рисунок

1.
3


С
хема устройства
TRANSFIX

1.6


При

диагностике силовых трансформаторов согласно введенным в России
с 01
.06.2006
г
.

предлагаются следующие критерии состояния оборудования
:


При
использовании

системы мониторинга трансформатора на ранних
стадиях выявляются следующие дефекты
:

11


1.

Разрушение маслобарьерной изоляции в баке
;

2.

Состояние изоляции обмоток
;

3.

Дуга в масле
;

4.

Термическое разложение масла
;

5.

Термическое разложение

маслобарьерной изоляц
ии
;

6.

Пиролиз целлюлозной изоляции
;

7.

Пиролиз масла
.

Во вводах трансформатора
:

1.

Старение масла и бумаги остова
;

2.

Зауглероживание поверхности фарфоровой юбки изолятора.





















12


2
В
ыбор системы мониторинга для силового трансформатора


Система
непрерывного контроля

(СНК)

предназначена для сбора, обр
а-
ботки, отображения и хранения информации, характеризующей рабочее сост
о-
яние силового трансформаторного оборудования в режим эксплуатации.

Система мониторинга
должна представлять информацию для контро
ля и
регулирования режимов работы, для своевременного принятия необходимых
мер и предаварийных режимах и для анализа аварийных режимов с целью сн
и-
жения эксплуатационных издержек и прогнозирования технического состояния
реакторного оборудования.

При выборе

системы мо
ниторинга вначале следует определить
,

какой
уровень диагностики

понадобится для контроля трансформатора
.

Уровень с
и-
стемы определяется исходя из его напряжения
.

Например
,

до 110 кВ эффекти
в-
нее будет применить системы с
малым
количеством диагности
ческих параме
т-
ров
.

А уже в трансформаторах с напряжением 220 кВ и выше с полным наб
о-
ром параметров
.

После определения с уровнем диагностики подыскиваем с
и-
стемы
,

которые подходят
требованиям
.

В результате
анализа разных системам

было
выбрано
несколько
:
©
DIMRUS
ª
,

©
FARADAY
ª
,

и
©
SAFE
-
T
ª
.
©
FARADAY
ª

является одной

из пе
р-
вых зарубежных систем мониторинга
.

Аналогом

отечественной продукции

я
в-
ляется
©
SAFE
-
T
ª
.

Данные системы хорошо зарекомендовали себя на рынке
,

как
надежные и сравнительно недорогостоящие СНК
.

При дальнейшем анализе наиболее подходящей системой стала
©
SAFE
-
T
ª
.

Помимо основных параметров она обладает характеристикой
,

значительно
упрощающих работу
.

В
©
SAFE
-
T
ª

заложена программа
,

которая без участия
человека рассчитывает ряд параметров
,

позволяющих

более точно определить
наличие неисправностей и дефектов, а также необходимость принятия мер по
предупреждению
.
А именно
:

расчет в режиме онлайн температуры наиболее
нагретой точки
,

расчет влагосодержания твердой изоляции
,

расчет степени и
з-
носа изоляции
,

расчет температуры образования пузырьков
газа
,

регистрация и
13


анализ временных перенапряжения на стороне ВН
,

оценка состояния системы
охлаждения и устройства РПН
.

Также одним из положительных факторов явл
я-
ется сохранность информации и системе и безотказнос
ть работы первичных
датчиков и измерительных систем (аналоговых или релейных) и нарушении в
ее работе
,

что позволяет сохранить данные информации с функционирующих
устройств
,

и в дальнейшем выявить проблему
.

























14



3
Описание системы мониторинга
SAFE
-
T


3
.1
Технические характеристики

СНК выполняет следующие функции
:

контроль электрических параме
т-
ров (тока
,

напряжения
,

активные
,
реактивные мощности
,

cos
φ)
.

Осуществляет
контроль за

состоянием изоляции вводов с регистрацией абсолютных значений
тангенса угла диэлектрических потерь (
tgδ
1
),

емкости изоляции (
C
1
)
и их изм
е-
нений
.

Регистрирует и контролирует аналоговые сигналы от датчиков и
устройств
,

в том числе температуры нижних слоев м
асла
,

температуры верхних
слоев масла
,

температуры окружающей среды
,

температуры в баке контактора
РПН
,

а также положения РПН)
.

Регистрирует и управляет цифровыми сигнал
а-
ми от датчиков и устройств газо
-
влагосодержания трансформаторного масла,
шкафа управле
ния системой охлаждения
.

Система
SAFE
-
T

позволяет вести
контроль допустимых систематических и аварийных перегрузок
,

а также фо
р-
мирует сигнал при предупредительной или аварийной сигнализации по всем
параметрам
.

Данная СНК проводит запись и хранение полученн
ой информации
в течение всего периода эксплуатации оборудования

и автоматически копирует
данные

технического состояния оборудования в процессе работы
.

Полученная
информация хранится на диске в контроллере блока мониторинга.
SAFE
-
T

сп
о-
собна интегрироваться в АСУ ТП подстанции и проводить удаленный просмотр
оперативных и архивных данных посредством встроенного
WEB
-
сервера
.

С
труктурная схема СНК

показана на рисунке 3
.1.
Основные характеристики
СНК
SAFE
-
T

представлены в таблице 3
.1.








15


Рисунок 3.1


Структурная схема СНК













16


Таблица

3.
1


Основные
характеристик
и

СНК
SAFE
-
T

Наименование параметра

Значение

Основные технические данные системы непрерывного контроля

Количество блоков мониторинга (БМ)
,

подключенных к одному системному
шкафу не более

15

Интерф
ейсы обмена с электронными
датчи
ками

RS
-
232, RS
-
485, Ethernet

Интерфейс предоставления

удаленного просмотра оперативных

и ретроспективных данных

Web
-
сервер(с использованием

стандартных
интернет
-
браузеров)

Основные технические данные блока мониторинга

Количество единиц трансформаторно
-

го

оборудования
,

контролируемых

одним БМ

1

Параметры
цепей

питания БМ
:

-
номинальное напряжение питания
,

В

-
допустимое отклонение от номинал
ь-
ного
напряжения

-
номинальная частота
,

Гц

-
потребляемая мощность
;

-
с отключен
н
ыми
нагревателями
,

ВА
,

не более

-

с включенными нагревателями
,

ВА
,


не более


220

+10
;
-
15

50

100

850

Количество каналов измерения фазных
токов обмоток высоковольтного

оборудования
,

не более

9

Количество каналов измерений фазных
напряжений обмоток высоковольтного
оборудования

9

Количество выходов аналоговых

сигналов от внешних датчиков,

не более

64

Количество входных дискретных

сигналов БМ
,

не более

128

Количество входных

дискретных


сигналов БМ от электронных

датчиков,
не более

128

Частота опроса входных датчиков и
устройств (контактные сигналы)

От 1 мс




17


Продолжение таблицы
3
.1

Количество входных контактных си
г-
налов
,

не более

64

Частота опроса входных датчиков и
устройств

От 1 с

Количество входных дискретных си
г-
налов БМ, не более

128

Частота входных дискретных

сигналов БМ от электронных

датчиков
,

не более

128

Частота опроса входных датчиков и
устройств (контактные сигналы)

от 1 мс

Количество выходных контактных

сигналов
,

не более

64

Параметры выходных сигналов
:

-
номинальное напряжение (постоя
н-
ное)
,
В

0
…24

Параметры входных контактных си
г-
налов
:

-
напряжение (переменное
/

постоянное)
,

А

-
ток (переменный
/
постоянный)
,
А



250
/20

6/0,2

Интерфейсы обмена БМ с электро
н-
ными датчиками

RS
-
232, RS
-
485,Ethernet
,

Функция автономной работы при о
т-
ключении АРМ

Да

Хранение архивов в контроллере на
твердотельной энергозависимой пам
я-
ти за период
,

не менее
,

лет

30

Встроенная функция
контроля осно
в-
ной изоляции
,

в том числе с реализ
а-
цией функции контроля разрядной а
к-
тивности
,

не более

9

Встроенная функция контроля

импульсных напряжений

Да

Габаритные размеры (высота
,


ширина
,

глубина)
,

не более

1700
,1000,310

Масса
,

кг
,

не более

120

Рабочая температура воздуха окруж
а-
ющей среды,

С

-
60
…+45

Относительная влажность воздуха
,

%

Не более 95 при +35

С

Атмосферное давление
,

кПа

84
…106,5

Климатическое исполнение и катег
о-
рия размещения

УХЛ1

18


Продолжение таблицы
3.1

Основные технические

данные системного шкафа (ШС)

Параметры цепей питания ШС
:

-
номинальное напряжение питания
,

-
допустимое отклонение от

номинального напряжения

-
номинальная частота
,

Гц

-
потребляемая мощность
,

не более
,


220


5

50

500

Интерфейсы обмена с БМ

Ethernet/FX

Габаритные размеры

(
высота
,


ширина
,

глубина)
,

не более
,

мм

2100
,
800
,
800

Масса ШС
,

не более
,

кг

220

Параметры компьютерного

оборудования ШС
:

-
процессор
,

не ниже
,

ГГц

-
оперативная память
,

не менее
,

MB

-
объем жесткого диска
,

не менее
,

GB

-
диагональ
TFT

монитора
,

не менее



2,5

200

320

19

Рабочая температура воздуха
,


окружающей среды

+5

+35

Относительная влажность воздуха
,%

не более 90

Атмосферное давление
,

кПа

84
..106,5

Климатическое испо
лнение

УХЛ4
.2


Система мониторинга
SAFE
-
T

реализует следующие
математические
функции и экспертные оценки
.

Анализирует и регистрирует временные прев
ы-
шения напряжения на стороне ВН при длительности превышения 20 минут и
более
.

Ведет расчет активной и реактивной мощности
,

cos

φ

по всем сторонам
контролируемого оборудования
.

Рассчитывает температуру наиболее нагретой
точки обмотки по данным темпер
атуры верхних слоев масла и тока

нагрузки
,

также расчет влагосодержания твердой изоляции в местах перегрева. Опред
е-
ляет
температуру закипания и запас

по
температуре закипания
.

СНК рассчит
ы-
вает степень старения обмоток по температуре наиболее нагретой точки обмо
т-
ки и расчетному влагосодержанию твердой изоляции, позволяет по получе
н-
ным данным сделать прогноз старения и общего износа трансформатора
.

С
и-
стема м
ониторинг проводит непрерывный контроль режима работы системы
охлаждения
,

также рассчитывает перепад температуры масла по высоте бака
.

19


При расчете перепада температуры масла в основном баке и баке контактора
РПН происходит расчет механического и электричес
кого износа контактов
.

S
AFE
-
T

постоянно контролирует
tgδ

и емкость основной изоляции вводов ВН
,

СН
,

и токи небаланса проводимости трехфазной системы вводов
.


3.2
Состав системы непрерывного контроля

Система мониторинга
SAFE
-
T

состоит из датчиков
,

первичных преобр
а-
зователей
,

установленных на ТрО
,

у
ст
ройств
,

блока мониторинга
,

и системного
шкафа
.

Системный шкаф включает в

себя оборудование блока концентрации
сети (БКС)
,

автоматизированного рабочего места (АРМ)
,

и источника беспер
е-
бойного питания
,

ИБП или
UPS
.

АРМ оператора выполнена на базе персонал
ь-
ного компьютера и связывается с блоком мониторинга посредством волоконно
-
оптической линии связи.

Для ведения удаленного доступа используется л
о-
кальная сеть посредством встроенного
WEB
-
сервера
.

Требован
ия к датчикам
первичных преобразователей расположены в Приложении А
.


3.3
Структура СНК

СНК строится по треху
ровневой схема
.

Уровень 1 включает в себя пе
р-
вичные датчики
,

устройства и приборы
.

Уровень 2


блок мониторинга
,

кот
о-
рый является совокупностью
промышленных компьютеров (контроллеров)
,

обеспечивают сбор
,

обработку и хранение сигналов
,

полученных от первичных
датчиков с уровня 1
,

с присвоением метки реального времени
,

расчет технич
е-
ских показателей работы и состояния трансформатора на базе математи
ческих
моделей
,

и передает информацию на 3 уровень
.

Уровень 3


системный шкаф
.

В нем расположен АРМ СНК
,

предназн
а-
ченный для обеспечения приема информации от уровня 2
,

резервирования а
р-
хивов и ведения базы данных
,

удаленного контроля
,

визуализации информа
ции
на встроенном АРМ оператора
.

На рисунке

3
.2

представлена структура для
двух трехфазных трансформаторов

c расположением АРМ
.


20


Рисунок 3
.2



Структурная схема с расположением АРМ


3
.4
Назначение элементов СНК

Блоки мониторинга предназначены для приема
,

обработки
,

преобразов
а-
ния в цифровой вид
,

и хранения
параметров
,

получаемых от первичных датч
и-
ков и устройств
,

с последующей передачей информации на верхний уровень
(АРМ оператора)
.

БМ размещается рядом с ТрО
,

один на группу
.

Блок мониторинга принимает
,

обрабатывает и архивирует данные
,

пол
у-
ченные от первичных датчиков на твердотельном диске и обеспечивает перед
а-
чу данных в АРМ оператора в автоматическом режиме
.

АРМ оператора обеспечивает обработку и хранение измеренных и ра
с-
четных параметров состояния
трансформаторного оборудования
.

АРМ отобр
а-
жает сигналы срабатывания аварийной и предупредительной сигнализации
,

поддерживает визуализацию состояния контролируемых и рассчитываемых п
а-
раметров
,

а также обеспечивает работу с накопленными архивами
.



21


3.5
Описа
ние работы блока мониторинга и системного шкафа

Блок мониторинга состоит из промышленного компьютера Моха со ста
н-
дартными модулями ввода


вывода
.

Контроллер работает под управления
OC

Windows

Embedded

Standard
.


Блок мониторинга выполняет следующие задачи
:



ввод состояния дискретных и аналоговых сигналов;



нормирование аналоговых сигналов;



контроль цепей аналоговых сигналов;



контроль состояния модулей ввода
-
вывода и формирование сигнала

©Отказ блока мониторингаª
;




формирование масс
ивов для обмена с

АРМ оператора;



в процессе работы АРМ оператора организуется несколько типов арх
и-
вов:



30
-
ти дневные архивы параметров прибора Powermonitor (фазные токи,
напряжения, активные и реактивные мощности, частота). Все параметры нака
п-
ливаются с периодо
м 1 сек.

Фай
лы со временем хран
ения более 10 дней ун
и-
чтожаются;




30
-
ти летние архивы параметров прибора Powermonitor и всех аналог
о-
вы
х и математических параметров, в
се пар
ам
етры накапливаются с периодом 2
мин. При смене года создается новый файл.



30
-
ти летние
архивы событий релейных
сигналов с привязкой по врем
е-
ни.

Уровни срабатыван
ия входных дискретных сигналов: л
ог
-
(0)
-
0
-
5 В, л
ог
-
(1)
-
18
-
30В. Аналоговые сигналы подключены к модулям AKOH WAD
-
AIK
-
BUS, которые выполняют цифровой код.

При включении питания в конт
роллере Моха производится самотестир
о-
вание и подготовка к работе. При этом программа контроллера с периодом 1
сек включает и выключает дискретный выход, который управляет зеленым и
н-
дикатором на передней панели блока мониторинга. После установки связи с
АРМ

оператора при успешном запуске проекта контроллер Моха записывает в
22


соответствующий разряд Логическую 1 и зеленый индикатор начинает светится
постоянно.

Для дистанционного контроля состояния блока мониторинга формируе
т-
ся сигнал ©Отказ мониторингаª. При
этом, для того чтобы указанный сигнал
вырабатывался и при отсутствии питания БМ, указанный сигнал формируется
от внешнего питания 24В, поступающ
его из блока концентрации сети
или шк
а-
фа системно
го (ШС
),

(рисунок 3.3)
. Указанное питание через резистор поступ
а-
ет на обмотку управляющего реле. При нормальном завершении самопроверки
соответствующий выход контроллера включен постоянно и шунтирует обмотку
управляющего реле, в результате чего сигнал отказа не выдается. В случае
обесточивания блока мониторинга, а так
же в результате работы программы с
а-
модиагностики (контроля оборудования), указанный выход выключается,
управляющее реле срабатывает и своим замкнутым контактом выдает БКС

(ШС, или панель управления) сигнал отказа, который может быть введен в
АСУ ТП.

В сос
тав блока мониторинга входит прибор контроля энергии
Power

Mo
n-
itor
, предназначенный для измерения параметров энергии
.

Данный прибор с
о-
стоит из измерительной части и карты памяти
,

и подключается к сети
©
ª
.











23


Рисунок 3
.3


Системный шкаф


Шкаф НКВВ АТ (шкаф непрерывного контроля и защиты высоковоль
т-
ных вводов), предназначен для непрерывного контроля (мониторинга) состо
я-
ния изоляции высоковольтных вводов, сигнализации и защиты в процессе эк
с-
плуатации в условиях умеренного и холодного климата
.

НКВВ включает в себя:




шкаф непрерывного контроля высоковольтных вводов ШНК
;




комплект 6 устройств присоединения к объекту УПО2, именуемых в
дальнейшем УПО.

Функции НКВВ выполняемы
в системе мониторинга:



Измерение ортогональных составляющих тока утечки и вычислени
е
приращения tgδ изоляции ввода
;


24




и
змерение фазного напряжения и частоты сети и вычис
ление емкости
С1 изоляции ввода
;



и
змерен
ие температуры окружающей среды;



ф
ункции предупредительной сигн
ализации и защиты и формирование
дискретных (контактных) обобщенных сигналов предупредительной и авари
й-
ной сигнализации по фактам превышения заданных уровней приращения tgδ и
отно
сительного изменения емкости С1;



н
акопление и архивирование данных, возможн
ость просмотра архив
ов и
вывода на верхний уровень;



в
изуализация в устройстве отображения информации параметров, х
а-
рактеризующих состояние оборудования с двунаправлен
ным обменом данными
и командами;



с
амодиагностика состояния программно
-
аппаратных средс
тв
подсист
е-
мы и сход
ящих в нее первичных датчиков.

Ш
каф мониторинга

(рисунок 3.
4)

АТ
-
1, АТ
-
2 (ШС
-
2) совмеща
ет в себе
функции распределения электропитания СНК
.

Обеспечивает информационный
обмен между блоками СНК и внешними устройствам
,

обработку и хранение
измеренных и расчетных параметров состояния трансформаторного оборудов
а-
ния
,

визуализацию состояния контролируемых и рассчитываемых параметров
,

обеспечивает работу с накопленными архивами
.

25


Рисунок 3
.4


Шкаф мониторинга

















26


4
Сборка
системы непрерывного контроля


Начальным этапом установки системы непрерывного контроля является
установка оборудования
.

Сначала устанавливается и подключается блоки м
о-
ниторинга к трансформаторному оборудованию и ШС в соот
ветствии инстру
к-
ции по
монтажу
.
Разместить АРМ оператора
,

БКС
,

источник бесперебойного
питания в защищенном мести от попадания и частично пыли
.

Затем подкл
ю-
чить к БКС источник бесперебойного питания и переменное напряжение 220В
собственных нужд
.

Конечным этапом будет подключение

дополнен
ий
от БМ к
БКС
,

и подключение АРМ к БКС
.


В процессе монтажа системы
следует руководствоваться
:

требованиями
инструкций по монтажу
,

схемой подключения СНК в части контроля тран
с-
форматоров
,

комплектом рабочей документации монтажной организации
,

пр
а-
вилами устройства электроустановок
,

правилами технической эксплуатации
электроустановок потребителей
,

инструкцией по технике безопасности при
проведении отдельных видов работ
.


4
.1
Место монтажа

и заземления

Блоки мониторинга и ШНК должны располагаться
возле эксплуатируем
о-
го оборудования, не более 5 м от объектов контроля
.


Датчик температуры наружного воздуха БМ устанавливается в гермовв
о-
де
,

в месте защищенным от прямых солнечных лучей
.

Системный шкаф ШС
-
2 располагается в здании подстанции
.

Для безопасн
ой работы с системой СНК она должна быть заземлена по
госту 12
.1030
-
81.

Болт заземления располагают в правой нижней части шкафа
внешних подключений
,

как показано на рисунке 4
.1.

27


Рисунок 4.1


Место заземления СНК

Также следует заземлить ШС
-
2 перед
включением цепей питания
,

ди
а-
гностики
.

Болт заземления ШС
-
2 расположен за задней дверью
,

в правой ни
ж-
ней части шкафа
,

как показано на рисунке 4
.
2
.


Рисунок 4.2


Место заземления ШС
-
2



28



4
.2
Подключение
СНК

Перед самим подключением следует провести
следующие подготов
и-
тельные работы
:

1.

Произвести установку фланш
-
панелей с установленными гермоввод
а-
ми в основании шкафов БМ в положение монтажа
.

2.

Проложить оптоволоконный кабель от ШС к шкафу БМ
.

3.

Произвести сварку оптоволоконного кабеля со стороны ШС и шкафа
БМ
,

со стороны ШС подключить оптику используя установленные
сплайскассеты
.

4.

Подвести кабели сечением 2
,5

мм
2
,

гарантированного питания ~ 220 с
частотой 50 Гц к блоку мониторинга от Шс
.

5.

Проложить кабель сечением 2
,5

мм
2

от блока мониторинга к систе
м-
ному
шкафу для цепей диагностики БМ
.

6.

Ввести кабели питания и сигнальные кабели БМ через герметичные
кабельные вводы,
PG

16,
PG

21 фланш
-
панелей шкафа БМ
.

Для подключения СНК рекомендуемы следующие виды кабелей
;

1.

для релейных сигналов
,

ТН
,

количество жил в кабеле должно соотве
т-
ствовать количеству подключаемых сигналов
;



КВВГЭ нг 19x1,5 медь
.

(19 жил по 1.5 мм
2
)
;



КВВГЭ нг 19x1,0 медь
.

(19 жил по 1.0 мм
2
)
.

2
.
для цепей питания
,

диагностики (от БМ к ШС) и ТТ
:



КВВГЭ нг 7x2,5 мм
2
;



КВВГЭ
нг 10x2,5 мм
2
.

3
.
для аналоговых сигналов
:



Belden

22638 (2 витые пары по 0,5кв. мм в экране);



КИПЭВ 2x2
x
0,6 (2 витые пары по 0,6кв. мм в экране);



Helukabel 20200 (2х2х0,5);



Helukabel 14077 (2х2х0,5);



Helukabel 17001 (2х2х0,5);

29




Helukabel

19120 (2х2х0,5);



КУПЭВ 4х2х0,5 (4 витые пары по 0,5кв. мм в экране);



КУПЭВ 7х2х0,5 (7 витых пар по 0,5кв. мм в экране);



КУПЭВ 2х2х0,5 (2 витые пары по 0,5кв. мм в экране).

4. для цифровых сигналов по интерфейсу Ethernet, включая подключение
прибора
ПДУ ШАОТ 1
-
М;



Кабель Belden 1633+;

5. для релейных сигналов от хроматографа 7X в БМ:



КВВГЭ нг 14х1,5 мм
2
.

6.
для цифровых сигналов от хроматографа 7Х и ШНК
-
6
-
07 в БМ:



Belden9842

7. для подключения сигнальных кабелей от УПО2 к ШНК
-
6
-
07:



кабель FTP2
-
C5E
-
SOLID
-
OUTDOOR
-
40 (кабель входит в комплект

поставки).

8. для связи блоков мониторинга и ШС СНК SAFE
-
T:



многомодовый оптоволоконный кабель , диаметр волокна 62мкм, 4

волокна, для наружной прокладки.


4
.3
Подключение питания
СНК

Подключение кабелей
питания и цепи диагностики к БМ и ШС в
ыполн
я-
ется согласно таблицам 4.1
…4.7, и рисункам

4.4
и 4.5
.

На рисунке показана
структурная схема электропитания системы мониторинга.
В таблице В


вер
х-
ний уровень клеммы, Н


нижний уровень клеммы.

Структурная схема э
ле
к-
тропитания системы мониторинга показана на рисунке

4.3.

Перечень подкл
ю-
чаемых кабелей представлен в Приложении
B
.





30




Рисунок

4
.3



Структурная схема электропитания системы мониторинга

31





Таблица 4.
1


Подключ
е
ние
БМ
-
1, БМ
-
2 к ШС.

Кабель

Назначение

ШС

БМ

191

Контроль отказа БМ
-
1 авт
о-
трансформатора АТДЦН
-
250000/200/110
-
У1

X7 (В)

2
-
X
67(

отказ БМ
-
1)

X7 (
Н)

2
-
X66 (+24В)

X8
(В)

2
-
X65 (
-
24В
)

291

Контроль отказа БМ
-
2 авт
о-
трансформатора АТДЦН
-
250000/200/110
-
У1

X9 (
В)

2
-
X67 (
отказ БМ
-
2)



X9

(Н)

2
-
X66

(+24В)



X10 (
В)

2
-
X65 (
-
24
В)


Таблица 4.
2


Подключение релейных сигналов отказа БМ в АСУТП

Кабель

Назначение

ШС

Примечание

93

Отказа БМ
-
1 автотрансформ
а-
тора АТДЦН
-
250000/200/110
-
У1

X40 (В)


КВВГЭнг
7
x
1,5

X40 (Н)

Отказа БМ
-
2 автотрансформ
а-
тора
АТДЦН
-
250000/200/110
-
У1

X41 (В)

X41 (Н)


На рисунке 4
.
4
Q31


в
вод
ный автоматический выключатель
,
Q32


а
вт
о-
матически
й выключатель панели вентиляции, Q33


а
втоматический выключ
а-
те
ль панели сетевого оборудования,

Q1


а
втоматический выключатель
питания
БМ
-
1 автотрансфор
матора АТДЦТН 250000/2
20/110
-
У1, Q2


а
втоматический
32


выключатель питания БМ
-
2 автотрансфор
матора АТДЦТН 250000/220/110
-
У1,
Q16


а
втоматический выключатель

включения климат контроля БМ
-
1, Q17


а
втоматический выключатель включения
климат контроля БМ
-
2.

Рисунок 4
.4


Под
ключения питания СНК


На рисунке 4
.5

показано подключение питания

в нижнем шкафу
БМ где:
Q1


а
втоматический выключатель

системы климат контроля; Q2


а
втоматич
е-
ский выключатель питания контроллера.

Рисунок
4.5


Подключение питания в нижнем шкафу БМ



33





Таблица 4
.3



П
одключение оптоволоконного кабеля от ШС к БМ

Кабель

Подключение в ШС
-
2

Тип кабеля

Подключение в БМ

192

Оптопорт 1
,

разъем
SC

Оптоволоконный

Оптопорт 1
,

разъем
SC БМ
-
1

292

Оптопорт 2
,

разъем
SC

Оптоволоконный

Оптопорт 1
,

разъем
SC БМ
-
2


Таблица 4
.4


подключение

автоматов питания БМ
-
1 и БМ
-
2 в ШС

Кабель

Назначение

Выключатели
ШС

Клеммы подключ
е-
ния БМ

192

Включение БМ
-
1

Автотрансформатора

АТДЦТН
-
250000
/220/110
-
У1

Q1

Фаза x57

Нейтраль
x58

Включение климат

контроля БМ
-
1

Q16

Фаза
X51

Нейтраль
x53

291

Включение БМ
-
1

Автотрансформатора

АТДЦТН
-
250000
/220/110
-
У1

Q2

Фаза
X57

Нейтраль
X58

Включение климат

контроля БМ
-
2

Q17

Фаза
X51

Нейтраль
X53


Таблица

4
.5


П
одключение автомата
шкафа ШКН
-
6
-
07 АТ
-
1

Кабель

Назначение

ШКН
-
6
-
07

Тип кабеля

125

Питание шкафа ШКН
-
6
-
07
-
220В

Выключатель
SA1

Контакты

3(+),

4(
-
)


КВВГЭнг4
x1,5

126

Гарантированное питание

~220
В

Выключатель
SA2

Контакты

3
Фаза
;

4 Нейтраль


Таблица

4
.
6



П
одключе
ние автомата
шкафа ШКН
-
6
-
07 АТ
-
2
.

Кабель

Назначение

ШКН
-
6
-
07

Тип кабеля

34


125

Питание шкафа ШКН
-
6
-
07
-
220В

Выключатель
SA1

Контакты

3(+),

4(
-
)


КВВГЭнг4
x1,5

126

Гарантированное питание

~220
В

Выключатель
SA2

Контакты

3
Фаза
;

4
Нейтраль

Таблица

4
.7


П
одключение ПДУ ШАОТ
1
-
М

к БМ
.

Кабель

Назначение

Тип разъема

Тип кабеля

Подключение в
БМ

161

ПДУ ШАОТ 1
-
М АТ
-
1


RJ
-
45


Ethernet


Порт 2
,

БМ
-
1

261

ПДУ ШАОТ 1
-
М АТ
-
2

Порт 2 БМ
-
2


Подключение сигнальных кабелей БМ1 согласно схеме подключения
трансформаторного оборудования
,

и таблицам

4.8…4.13
.

Общая схема подкл
ю-
чения СНК к автотрансформаторам АТДЦТН 250000
/220/110
-
У1 показана на
рисунке

4
.6
.

Подключение
трансформатора АТ2 и блока мониторинга БМ2
,

проходит аналогично
.

35


Рисунок
4
.6



Общая схема подключения СНК к автотрансформ
аторам

36


Таблица

4.
8


Подключение сигнальных кабелей
.

Кабель

Контакты БМ
-
1

Релейный
вход (
DIN
)

Контролируемый параметр

Оборудование

Контакт
клеммы

Н

В


111

71

71

0

Срабатывание отсечного
клап
а-
на



*



141

72

72

1

Срабатывание устройства сбр
о-
са давления

№1

Коробка зажимов
сборная

№1

КП1


36
;38

73

73

2

Срабатывание устройства сбр
о-
са давления


2

Коробка зажимов
сборная

№2КП1

164
;
166



111

74

74

3

Указатель уровня масла в ра
с-
ширителе АТ


макс




*

75

75

4

Указатель уровня масла в ра
с-
ширителе АТ


мин




*

76

76

5

Указатель уровня масла в ра
с-
ширителе РПН


макс




*

77

77

6

Указатель уровня масла в ра
с-
ширителе РПН


мин




*


171

78

78

7

Сигнал

Моторный привод РПН
ф
.

А в работе


Привод ф
.
А

300
;276


37


Продолжение таблицы

4.8


124

82

82

11

Сигнальное реле 6

Хроматограф
7
X


17;18

83

83

12

Сигнальное реле 7


19;20


84

84

13

Резерв



-


86

86

15

Резерв



-

172

87

87

16

Сигнал

Моторный привод РПН ф
.

B

в
работе


Привод ф
.B

300
;
276

173

88

88

17

Сигнал

Моторный привод РПН ф
.

С в
работе


Привод ф
.
С

300
;
276

171

89

89

1
8

Питание силовых цепей или цепей
управления привода ф
.

А отключено

Привод ф
.
А

247
;
217

172

90

90

19

Питание
силовых цепей или цепей
управления привода ф
.

В отключено

Привод ф
.
В

247
;
217

173


91

91

20

Питание силовых цепей или цепей
управления привода ф
.

С отключено

Привод ф
.

С

247;217

171

92

92

21

РПН ф
.

А в конечном положении 1

Привод ф
.

A

294;273

172

92

92

22

РПН ф
.

B

в конечном положении 1

Привод ф
.

B

294;273

173

94

94

23

РПН ф
.

C

в конечном положении 1

Привод ф
.

С

294;273



38


Продолжение таблицы

4.8

171

95

95

24

РПН ф
.

А в конечном положении 1
3

Привод ф
.

A

292;272

172

96

96

25

РПН ф
.

B

в конечном положении 1
3

Привод ф
.

B

292;272

173

97

97

26

РПН ф
.

C

в конечном положении 1
3

Привод ф
.

С

292;272


124

98

98

27



Хроматограф

7
X


7;8

99

99

28



9;10

100

100

29



11;12

101

101

30



13;14

102

102

31



15;16


Таблица

4.9



Подключение
датчиков с
унифицированным выходом 4
-
20Ма

Кабель

Контакты БМ
-
1

Аналоговый
вход (
DIN
)

Контролируемый параметр

Оборудование

Контакт клеммы

Н

В


162



201(+)


2

Температура масла на входе
охладителя №1

Стойка

№1

индик
а-
торов АКМ 34

ИТМ
-
3 62
-
2


201(
-
)

ИТМ
-
3 61
-
2

202(+)


3

Температура масла на входе
охладителя №2

ИТМ
-
4 62
-
4


202(
-
)

ИТМ
-
4 61
-
4




3
9


Продолжение таблицы 4
.9

163


203(+)


4

Температура масла на входе
охладителя №3

Стойка

№2

индик
а-
торов АКМ 34

ИТМ
-
5
62
-
2


203(
-
)

ИТМ
-
5 61
-
2

204(+)


5

Температура масла на входе
охладителя №4

ИТМ
-
6 62
-
4


204(
-
)

ИТМ
-
6 61
-
4

151

212(+)


13

Ток двигателя привода РПН

ф
.
A

Привод РПН ф
.

A

X1/210


212(
-
)

X
1
/209

154

213(+)


1
4

Ток двигателя привода РПН

ф
.
B

Привод РПН ф
.

B

X1/210


213(
-
)

X
1
/209

157

214(+)


15

Ток двигателя привода РПН

ф
.
C

Привод РПН ф
.

C

X1/210


214(
-
)

X1/209

151

215

215

16

Температура масла в контакт
о-
ре РПН ф
.

А

Привод РПН ф
.

A

X1/199(н
,
в)

216

216

X
1
/200(н
,
в)

154

217

217

17

Температура масла в контакт
о-
ре РПН ф
.

B

Привод РПН ф
.

B

X1/199(н
,
в)

218

218

X
1
/200(н
,
в)

154

219

219

18

Температура масла в контакт
о-
ре РПН ф
.

С

Привод РПН ф
.

С

X1/199(н
,
в)

220

220

X
1
/200(н
,
в)




19

Температура внутри БМ

БМ





40




Таблица

4
.10



Подключение

измерительных трансформаторов тока и напряжения

Кабель

Клемма коробки
БМ
-
1

Контролируемый параметр

Оборудование

107

9

Обмотка ТН ВН (ф
.

А)

Измерительные

ТН ВН

10

Обмотка ТН ВН (ф
.

B)

11

Обмотка ТН ВН (ф
.

C)

12

Обмотка ТН ВН

101

1

Обмотка ТТ НН ф
.

A

(+)

Встроенные в АТ ТТ
ВН
,

класс 0
,5

2

Обмотка ТТ НН ф
.

A

(
-
)

3

Обмотка ТТ НН ф
.

B

(+)

4

Обмотка ТТ НН ф
.

B

(
-
)

5

Обмотка ТТ НН ф
.

C

(+)

6

Обмотка ТТ НН ф
.

C

(
-
)

108

21

Обмотка ТН СН (ф
.

А
)

Измерительные

ТН СН

22

Обмотка ТН СН (ф
.

B
)

23

Обмотка ТН СН (ф
.

C
)

24

Обмотка ТН СН






41




Продолжение таблицы

4
.10

102

13

Обмотка ТН СН ф
.

А (+)

Встроенные в АТ ТТ
C
Н
,

класс 0
,5

14

Обмотка ТН СН ф
.

А (
-
)

15

Обмотка ТН СН ф
.

B

(+)

16

Обмотка ТН СН ф
.

B (
-
)

17

Обмотка ТН СН ф
.

С (+)

18

Обмотка ТН СН ф
.

С (
-
)

109

33

Обмотка ТН НН (ф
.

А)

Измерительные ТН
НН

34

Обмотка ТН НН (ф
.

B
)

35

Обмотка ТН НН (ф
.

C)

36

Нейтраль ТН НН

103

25

Обмотка ТТ НН ф
.

А (+)

Встроенные в АТ ТТ
НН
,

класс 0
,5

26

Обмотка ТТ НН ф
.

А (
-
)

27

Обмотка ТТ НН ф
.

B (+)

28

Обмотка ТТ НН ф
.

B (+)

29

Обмотка ТТ НН ф
.

C (+)

30

Обмотка ТТ СН ф
.

C (
-
)



42




Таблица
4
.11



П
одключения сигналов от УПО2

к ШНК
-
6
-
07 автотрансформатора
.


Кабель

Контакт клеммы клеммы вв
о-
да
-
вывода измерительного

Контролируемый пар
а-
метр

Тип кабеля

Контакт клеммы
ШНК
-
6
-
07

181

1

Измерительный вывод
ввода ф
.

А ВН

FTP2
-
C5E
-
SOLID
-
OUTDOOR
-
40

1A 1

1G

1A 1G

182

1

Измерительный
вывод
ввода ф
.

B ВН

FTP2
-
C5E
-
SOLID
-
OUTDOOR
-
40

1
A

1


1G

1
A

1
G

183

1

Измерительный вывод
ввода ф
.

C ВН

FTP2
-
C5E
-
SOLID
-
OUTDOOR
-
40

1
A

1

1G

1
A

1
G

184

1

Измерительный вывод
ввода ф
.

A CН

FTP2
-
C5E
-
SOLID
-
OUTDOOR
-
40

1
A

1

1G

1
A

1
G

185

1

Измерительный
вывод
ввода ф
.

B



FTP2
-
C5E
-
SOLID
-
OUTDOOR
-
40

1
A

1

1G

1
A

1
G

186

1

Измерительный вывод
ввода ф
.

C



FTP2
-
C5E
-
SOLID
-
OUTDOOR
-
40

1
A

1

1G

1
A

1
G







43



Таблица

4
.12

подключения измерительных трансформаторов напряжения к ШНК
-
6
-
07

Кабель

Клемма
клеммной
коробки БМ
-
1

Контролируемый параметр

Тип кабеля

Оборудование

122

9

Обмотка ТН ВН (ф
.

А)

КВВГЭ НГ4
x2.5

XT4
-
2

10

Обмотка ТН ВН (ф
.

B)

XT4
-
2

11

Обмотка ТН ВН (ф
.

C)

XT4
-
3

12
,24

Нейтраль ТН ВН

XT4
-
4
,XT8
-
4

122

21

Обмотка ТН CН (ф
.

А)

КВВГЭ

НГ4
x2.5

XT8
-
1


22

Обмотка ТН CН (ф
.

B)


XT8
-
2


23

Обмотка ТН CН (ф
.

C)


XT8
-
3





Таблица

4.13



Подключение

цифровых сигналов к БМ
-
1.

Кабель

Контакт клеммы
БМ
-
1

Контролируемый параметр

Оборудование

121

301

Связь с Хроматографом 7
X

XT1/25

302

XT1/26

303

-

131

304

Связь с прибором НКВВ
-
6

XT14/10


305

XT14/11


44


4.4
Подключение приборов измерения газо
-
влагосодержания

Для измерения газо
-
влагосодержания в трансформаторном масле сущ
е-
ствуют два типа
присоединения приборов:



устанавливаемые непосредственно на баке;



выносные
.

Для монтажа на баке необходимо установить поворотный вентиль ДУ50
на посадочное место. Посадочное место изготавливается для конкретно в
ы-
бранного прибора.
Схема установки приборо
в показана на рисунке
.

Рекомендуемые места для установки



нижняя выходная труба радиатора охлаждения первого охладителя;



для системы охлаждения Д


на торце объединительного верхнего или
нижнего коллектора
.

Могут быть предусмотрены другие места установк
и:



на уровне наполнительного вентиля (верхняя часть бака);



на верхней входной трубе радиатора;



на уровне сливного вентиля (нижняя часть бака)


худший вариант.

Для монтажа необходимо два посадочных места d=1/2 с вентилем (NPT).
Рекомендуется установи
ть вентиль в месте отбора масла с лучшим перемеш
и-
ванием масла (активный поток масла), обязательно выше уровня дна бака
трансформатора не менее (460 мм), например,

вспомогательные вентили, ко
н-
тур активного охлаждения.

Рекомендуемое место установки вентиля
возврата масла расположено в
нижней части трансформатора, например
,
вентиль слива масла.

Вентили отбора и возврата масла устанавливаются с расчетом:



длины каналов отбора и возврата масла не должна превышать: отбор
-
0,5
м, возврат
-
10м;



вентиль возврата
масла должен быть расположен на удаленном расст
о-
янии от маслонасоса;



расстояние между вентилями не более 1 м;

45




трубки для отбора и возврата должны иметь изгиб или петлю для ко
м-
пенсации температурного расширения;



стойка с п
рибором устанавливается
рядом с

баком с учетом огранич
е-
ния длин линий отбора.

На рисунках 4
.7,

4
.8

показана схема установки обор
у-
дования для измерения
газо
-
влагосодержания

в трансформаторе
.

Рисунок
4
.7


Схема установки приборов на объединительном коллекторе
радиаторов охлаждения
.


46



Рисунок

4.8



Схема установок
выносных приборов (вид спереди)


Для анализа
газов в трансформаторе
,

а также для контроля влагосодерж
а-
ния используется газовый хроматограф ©7Xª. Данный хроматограф реализует
диагностические алгоритмы по принципу ©Треуголь
ника Дюваляª
.







47



5
Настройка программного обеспечения СНК


5
.1
Включение питания, и запуск программы системы мониторинга

Для начала работы следует обеспечить систему мониторинга питанием
,

для
этого необх
одимо перед началом включение проверить
подключение бат
а-
рей в
UPS
.

Включить вводный автомат включения питания
,

автомат включения
панели сетевого оборудования и панели вентиляции ШС
,

автомат включения
питания БМ в ШС
.

При этом подается питание 220В на БМ
.

В ШС загораются
светодиоды на реле отказа БМ
.

Нажать кнопку включения на
UPS
.

После
UPS

автоматически выполняет самодиагностику
,

по окончанию переходит в режим
снабжения нагрузки от сети переменного тока
.

Далее следует включить автом
а-
ты включения питания
в шкафу БМ
.

На двери БМ загорится красный светодиод
и проводится тестирование блока мониторинга
.

При удачном тестировании
начинает мигать зеленый светодиод
,

красный


гаснет
.

После включения АРМ
зеленый светодиод на двери БМ горит постоянно
,

светодиоды рел
е отказа ШС
гаснут. В таблице

5.
1

показана светодиодная диагностика


Таблица 5.1


Светодиодная диагностика

Состояние светодиодов

Описание

Зеленый


горит

Красный
-

включен

Штатная работа БМ

Зеленый


мигает

Красный


выключен

Ошибки внешних
устройств или вкл
ю-
чения АРМ

Зеленый


выключен

Красный
-

мигает

Ошибки устройств БМ

Зеленый


выключен

Красный
-

горит

Ошибки чтения конфигурационного
файла
,

БМ не работоспособен


После основных этапов подключения подается питание на
UPS

АРМ оп
е-
ратора и загружается ОС
Windows

XP
.

5
.2
Настройка работы программы

Для настройки режимов управления питания
,

следует откорректировать в
свойствах экрана параметры
,

согласно рисунку

5.1
.

48


Рисунок 5
.1


Настройка параметров режима питания



При старте работы с программой каждый оператор должен пройти иде
н-
тификацию

как п
оказано на рисунке

5
.2
.


Рисунок 5
.2



Ввод пользовательских данных оператора


После удачной идентификации оператора СНК раскрывается окно инте
р-
фейса пользователя
,

показанный
на рисунке
.

Он включает в себя
:

меню
,

панель
инструментов
,

область просмотров параметров
,

таблицу сигналов тревог
.

Для просмотра в реальном времени параметров трансформаторного об
о-
рудования (ТрО) используется меню ©Оперативные данныеª
.

Меню ©Опер
а-
тивные да
нныеª представлено на рисунке 5.3



49


Рисунок
5.3


Меню оперативных данных


Для просмотров архивных данных значений параметров ТрО в заданный
момент времени
,

используется меню

Архивные данные
”.

В не
м можно пр
о-
сматривать параметры
,

показанные на рисунке

5.4
.


Рисунок 5.4


Меню архивных данных


При работе с программой следует ознакомиться с панелью инструментов
.

Панель инструментов показана на рисунке

5.5
.

50


Р
и
сунок 5
.
5


Панель инструментов


Поля панели инструментов делится на четыре группы
:

первая группа


тип данных
,

во вторую группу входит сводные таблицы и оборудования
,

в тр
е-
тью тип и форма отображения параметров
,

и в четвертую группу входит работа
с отображаемыми параметрами
.


Первая группа содержит с себе следующие иконки
,

показанные на рису
н-
ке

5
.6
.



Рисунок
5.6


Иконки первой группы панели инструментов


Вторая группа содержит иконки
,

показанные на рисунке

5
.7
.

Рисунок 5
.7



Иконки второй группы панели инструментов

51


Третья группа содержит следующие иконки
,

показанные н
а рисунке

5
.8
.

Рисунок 5.8



Иконки третьей группы панели инструментов


И четвертая группа содержит в себе иконки
,

показанные на рисунке

5
.9
.

Рисунок 5
.9



Иконки четвертой группы панели инструментов

52


Для п
росмотра параметров отображающие состояние
контролируемого
объекта
,

которые
строятся в виде таблица и графиков
,

используются операти
в-
ные данные
.

Данные обновляется с дискретностью 1 секунды
.

Значения пар
а-
метров
,

отображенных в таблице
,

могут будет показаны на сером (норма)
,

же
л-
том (предаварийное со
стояние)
,

или красном(авария) или красном фоне
.

Пр
и-
мер таблицы операционных данных показан на рисунке

5
.10
.


Рисунок 5
.10



Таблица операционных данных


Назначение полей в таблице оперативные данные
:


1.

наименование функциональной подсистемы
;

2.

таблица
аналоговых параметров
;

3.


таблица дискретных параметров
;

4.


предаварийное состояние параметров
;

5.


аварийное состояние параметров
;

6.

нормальное
состояние параметра
.

53


При отсутствии связи с блоком мониторинга
,

вместо текущих значений
параметров будет выведено сообще
ние

Нет данных

.


5
.3
Графики оперативных данных

Графики оперативных данных отображаются в следующем виде рисунке

5
.
11
.

Рисунок 5.11


График опе
ративных данных

Назначение полей
:

1.

наименование параметров или группы параметров
,

графики которых
отображаются
;

2.

флажок (разрешение
/
запрет масштабирования по ос X)
;

3.

флажок (разрешение
/
запрет масштабирования по оси
Y
)
;

4.

график
;

5.

ось
Y

(значения
)
;

6.

ось
X

(время)
;

7.

флажок (включение
/
отключение отображения графиков
);

8.

наименование параметра
;

9.

текущее значение параметра
;


54


10.


минимальное значение параметра
;

11.


время минимального значения
;

12.


максимальное значение параметра
;

13.


Время максимального значения параметра
.

Цвета шрифта (8
-
13) соответствует цвету графика.

При необходимости отключения отображения графика необходимо снять
фла
жок (7) соответствующего параметра
.

Для возобновления отображения гр
а-
фика установить флажок соответствующего параметра
.

Если нет связи с блоком мониторинга, то вместо текущих значений пар
а-
метро
в (9) будет выведено сообщение ©Нет данныхª
.



5.4
Масштабирование графика

При необходимости увеличения или уменьшения масштаба графика в
ы-
полняются следующие действия
,

показанные на рисунке 5.12
.

Рисунок 5
.12


Порядок действия при необходимости изменения масштаба гр
а-
фика


55


Продолжение рисунка

5.12


5.5
Прокрутка графика

Для прокрутки графика выполня
ются следующие действия
,

показанные
на рисунке 5.13

Рисунок 5.13



Порядок действия для перемещения графика





56



5.5 Настройка архивных данных

Для

настройки архивных данных
,

сначала следует задать время
,

с котор
о-
го начинается сбор и хранение данных
.

Время устанавливается в окне
©
Уст
а-
новка времени
ª

как показано на рисунке

5.14
.


Р
исунок 5
.14



Установка времени


Архивные данные отображаются в таблице аналоговых параметров или

таблице дискретных параметров.

Значения параметров отображаются на сером
(норма)
,

желтом (предаварийное состояние) или красном (авария) фоне как п
о-
казано на рисунке

5.15
.

Рисунок 5
.15


Таблица архивных данных


57


Архивные данные аналоговых и релейных
сигналов имеют следующее
назначение
:

1.

наименование функциональной подсистемы
;

2.


таблица аналоговых параметров
;

3.


т
аблица дискретных параметров
;

4.


п
редаварийное
состояние параметра
;

5.

аварийное состояние параметра
;

6.

нормальное состояние параметра
.

При
необходимости можно вывести общий график за определенный пр
о-
межуток времени
.

Для этого необходимо установить время по примеру
,

кот
о-
рый показан на рисунке

5.16
.


Рисунок 5
.16



Установка даты вывода графика


После выполнения данной операции, будет выведен
данный график
,

р
и-
сунок
.

Назначение полей
:

1.

наименование параметра или группы параметров
,

графики которых
отображаются;

58


2.

флажок (разрешение
/
запрет масштабирования по оси
X
);

3.

флажок (разрешение
/
запрет масштабирования по оси
Y
);

4.

график

5.

ось
Y
(значения)
;

6.

значение параметра (срез данных) в отмеченное курсором время
;

7.

дата и время
,

соответствующих срезу данных
;

8.

ось
X

(время)
;

9.

флажок (включение
/
отключение отображения графиков);

10.


наименование параметров
;

11.


минимальное значение параметра
;

12.


дата минимального значения параметра
;

13.


время
минимального значения параметра
;

14.


максимальное значение параметра
;

15.


дата максимального значения параметра
.


5.6
Настройка
интервала времени событий
релейных сигналов

Для настройки интервала времени событий релейных сигналов следует
открыть окно
©
Установка времени релейных сигналов
ª
.

Затем задать интервал
нужный интервал времени
, как показано на рисунке

5.17
.

Рисунок 5
.17



Установка времени релейных сигналов


События

тревог релейных сигналов отображаются в следующем виде
,

р
и-
сунок

5
.18
.

59


Рисунок
5.1
8




События тревог релейных сигналов


Чтобы квитировать сигналы тревог
,

выделяются сигналы и нажимается и

после нажать кнопку квитировать

сигналы будут выстроены по списку
,

как п
о-
казано на рисунке 5
.19

Рисунок 5.19



Список событий релейных тревог за промежуток времени


60


5.7
Расчет нагрузочной способности трансформатора в режиме On
-
Line

Расчет в режиме
On
-
line

дает диспетчеру возможность рассчитать доп
у-
стимую нагрузку (перег
рузку) при данной температуре окружающей среды и
предшествующей нагрузке без ущерба общего срока службы трансформатора
.

Для того чтобы открыть окно ввода исходных параметров для расчета
,

(рисунок

5
.20
) нагрузки
,

используется кнопка на панели

©
Нагрузочная
спосо
б-
ность
ª
.


Рисунок 5
.20



Панель ввода данных нагрузочной способности трансфо
р-
матора


После ввода параметров следует нажать кнопку расчет
.

После расчета п
а-
раметров
,

появится результат в виде графика
.

График нагрузочной способности
трансформатора показан на рисунке

5.21

61


Рисунок 5
.21



График нагрузочной способности трансформатора


5
.8
Проверка работоспособности системы

Для проверки системы следует провести ряд пунктов
:


1.

Открыть поочередно окна с
трендами аналоговых сигналов и убедит
ь-
ся в факте записи данных
,

при этом автоматически проверяется з
а-
грузка указанных в базы данных
.

2.

Открыть главное окно автотрансформаторов и убедиться в правильн
о-
сти индикации сигналов путем сравнения с достоверными данны
ми
.

3.

Открыть окна релейных сигналов
и просмотреть последние имеющи
е-
ся в архиве сообщения и сравнить с достоверно известными фактами
работы трансформаторного оборудования
.

4.

Закрыть все вспомогательные окна
.

5.9
Перечень возможных неисправностей системы мониторинга

При возникновении неисправности в системе оператору необходимо з
а-
крыть программу
,

выключить питание АРМ
,

и снять питание с блока монит
о-
ринга, выключив бесперебойный источник питания АРМ оператора на эт
о ук
а-
жет светодиод красного цвета
на передней панели
.



62


5 .10
Общие указания при техническом обслуживании

Для поддержания исправности и обеспечения работы в течение всего
срока эксплуатации
,

должны проводиться технические обслуживания СНК
.

Техническое обслуживание аппаратуры проводится согласно графику
,

утве
р-
жденному главным инженером эксплуатирующей организацией
в объеме, уст
а-
новленном инструкцией
.

В графике должны быть определены время
,

место
проведения технического обслуживания и руковод
ители работ
.


Техническое обслуживание должно проводится в нормальных климатич
е-
ских условиях
:

температура окружающей среды (25
±10
)

C
,

относительная
влажность воздуха 45
-
80
%,

атмосферное давление
8,6
·
10
4
-

10,5
·
10
4
Па (645


795 мм рт
.

ст
.
)


5.11

Меры
безопасности

К техническому обслуживанию сис
темы непрерывного контроля могут

до
пускаться лица из числа обслуживающего персонала АСУ
,

прошедшие об
у-
чение по эксплуатации и техобслуживанию СНК
,

ПТЭ и ПТБ
,

и имеющие
группу по электробезопасности не ниже 3
.


Система непрерывного контроля соответствует требованиям безопасн
о-
сти согласно ГОСТ 12
.2.007.0
-
75 и ГОСТ 25861
-
83.

Технические средства СНК находящиеся под напряжением имеют защиту
от случайного прикосновения


защитное заземление. В соответствии с ГОСТ
12
.
1.030
-
81 и ПУЭ значение

сопротивления цепи защитного заземления не
должно превышать 4 Ом
.

Регламентное обслуживание технических средств СНК должно выпо
л-
няться с соблюдением требований правил ПТЭ и ПТБ при работах на устано
в-
ках с напряжением до 1000В и толь
ко при снятом напряжении питания и по
д-
ключенном защитном заземлении
.


При обнаружении дыма или запаха горелой изоляции немедленно снять
напряжение питания и принять меры к устранению причины и последствий н
е-
исправности
.

63


6
Экономическая выгода от внедрения
системы мониторинга и ан
а-
лиз повреждения трансформатора

после ее введения
.


По данным СИГРЭ использование системы мониторинга предотвращает
большинство случаев отказов электрооборудования, что определяет стратег
и-
ческую выгоду, основанную как исключении поб
очного ущерба. При наблюд
е-
нии выделения растворенных в трансформаторном масле газов при дефектах,
ускорения старения из
-
за повышенного влагосодержания масла или аномальн
о-
го нагрева в результате дефектов охладительной системы, было выявлена ст
е-
пень определе
ния дефектов более 85%. Из оценки внутреннего давления масла
обнаружение дефектов составляет до 90%. Благодаря контролю РПН механич
е-
ских и электрических параметров уровень обнаружения дефектов более 80%.
Установка СНК на систему охлаждения позволило опреде
лить степень дефе
к-
тов более 95%.

При рассмотрении 400 единиц силовых трансформаторов 220Кв показ
а-
тель отказа составил f=1,18%. В таблице

6.1

показаны данные процентной в
е-
роятности отключения элемента более 1 дня, и вероятность степени обнаруж
е-
ния дефекта д
о отключения


Таблица 6
.1



Данные риска повреждения в трансформаторе и степень его
определения
,

в
%

Компонент

Риск
повреждения,

r
n
, %


Ст
епень определения

повреждения d
n
, %

Обмотка + серде
ч-
ник


35%


80%

РПН


40%


85%

Ввод


14%


95%

Вспомогательные
устройства


5%


100%


64


C использованием данных таблицы и показателя отказа можно рассчитать
общую вероятность P
tot

обнаружения возможного отказа по формуле

6
.1
.





(6.1)


Из формулы видно, что СНК позволяет сократить число отказов от 1,18%
в год до 0,9 в год.

Для расчета экономии предотвращения отказа данная вероятность должна
быть умножена на затраты в

результате отказа. В эти затраты входят капр
е-
монт, частичная перемотка, и принимаются равными половине сто
имости нов
о-
го трансформатора С
НТ
. Ежегодная экономия вычисляется по формуле

6.2
.




(6.2)


Где E
mul



затраты в случае отказа.

При ожидаемом сроке службы СНК 10 лет экономия может составить
11250000 руб
лей

за 10 лет эксплуатации, что составляет 4,5% от общей стоим
о-
сти трансформатора.

Данные расчеты проведены без побочного ущерба в экономии в результ
а-
те

ремонта, соответственно финансовая выгода окажется больше.





65


Заключение


В выпускной квалификационной работе была выбрана система непреры
в-
ного мониторинга
SAFE
-
T

для двух автотрансформаторов АТДЦТН
250000
/
220
/
110
-
У1

расположенных на подстанции

©Левобережнаяª

в городе
Тольятти
.

Выполнено подробное описание назначения
,

приборов
,

характер
и-
стик и структуры данной системы мониторинга
.

Проведено
подключение об
о-
рудования системы мониторинга на два автотрансформатора
.


По результатам

исследования
эконом
ической выгоды от внедрения с
и-
стемы мониторинга
было подсчитано
,

что при
ожидаемом сроке службы СНК
10 лет экономия может составить 11250000 руб
лей

за 10 лет эксплуатации, что
составляет 4,5% от
общей стоимости трансформатора.

В результате выполнения ВКР б
ыло выполнены все запланированные з
а-
дачи
и достигнута цель бакалаврской работы
.

















66


Список использованных источников

1. Общие сведения о конструкции трансформаторов [Электронный р
е-
сурс].


Режим доступа:

http://leg.co.ua/transformatori/o
-
svedeniya
-
o
-
konstrukcii
-
transformatorov
.html

свободный
.

2. Режимы работы трансформаторов. Эксплуатация силовых трансформ
а-
торов

[Электронный ресурс].

Режим

доступа:

http://leg.co.ua/instrukcii/
ek
-
spluataciya
-
silovyh
-
transformatorov
-
2.html

свободный
.

3.

Бренер

Н.З.

Применение мониторинга сил
овых трансформаторов для
повышения эффективности функционирования систем электр
оснабжения
[
Текст
]
/
Бренер

Н.З
.

Гусева С.А.,
Скобелева Н.Н., Борщевский О.И.
-
Рижский
Технический Универси
тет, Институт Энергетики Латвия,2013
.



123
c
.

4. Назарычев

А.Н. Совершенств
ование системы ремонтов электро
обор
у-
дования электростанций и подстанций с учетом технического состояния
[
Текст
]
/ Назарычев А.Н.; Дис. д
-
ра те
хн. наук: 05.14.02
-
Иваново, 2013

390 с.
РГБ ОД, 71:06
-
5/256



57с
.

5. Овсянников А. Стратегии ТОиР

и диагностика оборудования [Эле
к-
тронний ресурс]. Режим доступа:

http://www.news.elteh.ru/arh.php

свободный
.

6. Живодерников С.В. Зарубежный опыт мониторинга состояния масл
о-
наполненного оборудования
[Текст]
/ Живодерников С.В., Овсянников А.Г., Р
у-
сов

В.А.; Нов
осибирск

Электросетьсервис ЕНЭС
,
2014

153с
.

7. Системы мониторинга силовых трансформаторов и
автотрансформа
т
о-
ров. Общие технические требования

[
Текст
]

/ Мордкович А.Г., Цфасман Г.М.,
Дарьян Л.А., Маргуля
н А.М.; Департамент систем передачи и преобразования
электроэнергии ОАО

ФСК ЕЭС, 2014
г


121с
.

8. Tang W.H. Condition Monitoring and Assessment of Power Transformers
Using Computational Intelligence

[Text]

/ Tang W.H., Wu Q.H.; Department of Ele
c-
trical
Engineering and Electroni
cs. The University of Liverpool
, 2012


87
с
.

9.
Прохорчик

М
.
Непрерывный

мониторинг

состояния

силовых

тран
с-
форматоров
[
Текст
]

/
Прохорчик

М
.;
VGTU

Transporto

engineering

fakultetas
,
2015

-

05

-

03.



55
с
.

67


10. Sparling B. Power

[Text]

/ Sparling B., Aubin J.; GE Energy Management.

2015


45
c
.

11.
Клюев В.В
Технические средства д
иагностики: Справочник

[
Текст
]/
Клюев В.В., Пархоменко П.П., Абрамчук В.Е. и др. Под обшей

редакцией Кл
ю-
ева

В.В.


М.: Машиностроение, 2014



35
c
.

12. Бедерак Я.С.,
Система мониторинга силовых трансформат
оров, жу
р-
нал ©Промэлектроª

[
Текст
]/
Бедерак Я.С., Богатырев Ю.Л

,
2013



25с
.

13. Вдовико В.П. Диагностика высоковольтного электрооборудования
и
эффективность её применения. Электронный ресурс] / Режим доступа:
http://www.pnpbolid.ru/publish.php

свободный.

14. IEC 60270


2000
-
12. ©Методы высоковольтных испытаний


измер
е-
ние частичных разрядовª
,


36
c
.

15. Богатырев Ю.Л. Роторно
е и высоковольтное оборудования
[
Текст
]

Переходим на ТОФС.


Минск: жур
нал ©Энергия и менеджментª, 2012
, №1
,


26с
.

16. IEEE Std 1415™


2012. "IEEE Guide for Induction Machinery Maint
e-
nance Testing and Failure Analysis".

17. Е.Ю. Комков, Разработка модели управления системой охлаждения
силовых трансформаторов
-

Москва: журнал ©Автом
атизация в промышленн
о-
стиª,

Е.Ю. Комков, А.И. Тихонов

2012
, №8
.



34с
.

18.

Описание системы
SAFE
-
T

[Электронный ресурс] / Режим доступа
:
http://www.enera.com.ua/products/production/Safe
-
t/

свободный
.

19. Англоязычный научный сайт [Электронный ресурс] / Режим доступа:
http://www.electrical4u.com/electrical
-
power
-
transformer
-
definition
-
and
-
types
-
of
-
transformer/

свободный.

20. Англоязычный научный сайт [Электронный ресурс] / Режим доступа:
http://www.electrical4u.com/accuracy
-
limit
-
factor
-
and
-
instrument
-
security
-
factor
-
of
-
current
-
transformer/

, свободный
.


68


ПРИЛОЖЕНИЕ А

Таблица


Требования к датчикам и вторичным преобразователям входной информации

Название измеряемой велич
и-
ны

Диапазон изм
е-
нения
входн
о-
го сигнала

Диапазон изменения

выходного сигнала

первичного датчика

Кол
-
во
,

шт
.

Интервал

опроса

Примечание

Аналоговые сигналы

Температура окружающей
среды

Минус 60
-

+60

С

4


20 мА (или
Pt100)

1

Не реже 1
раз в

5 минут

Температурный датчик устанавл
и-
вается вблизи контролируемого
оборудования

Температура верхних слоев
масла

Минус 60
-

+100

С

4


20 мА (или

сопротивление
Pt100)

1

Не реже

1 раза

в минуту

Температурный датчик устанавл
и-
ваемый на крышке бака

Температура масла на входе
охладителя

Минус 60
-

+100

С

4


20 мА (или

сопротивление
Pt100)

По 1
-
му на
каждый

охладитель

Температурный датчик уст
анавл
и-
вается на входе охладителя

Температура масла на

выходе охладителя

Минус 60
-

+100

С

4


20 мА (или

сопротивление
Pt100)

Температурный датчик уст
анавл
и-
вается на выходе охладителя

Температура масла в баке
РПН

Минус 60
-

+100

С

4


20 мА (или

сопротивление
Pt100)

По 1
-
му на
каждый

бак РПН

Устанавливается на бак РПН

69



Продолжение таблицы


Ток или мощность привода
РПН

0
-
3 А

0
-
3кВТ

4


20 мА

По 1
-
му на
каждый

привод

РПН

Не реже 1 раз
а

за 20
мс в процессе пер
е-
ключения

Датчик тока или мощности
из
шкафа привода РПН

Текущий номер отпайки
РПН

1
-
100

4
.
.
.30

мА

от датчика полож
е-
ния или ток статора и напр
я-
жения ротора

сельсин
-
передатчика

По 1
-
му на
каждый


привод

РПН

Не реже 1 раз
а

за 20
мс в процессе пер
е-
ключения

Датчик положения РПН

Содержание
газов в масле

-
1500
ppm

4


20
мА
или цифровой
выход


1

Не реже 1 раза в 4 ч
а-
са

Датчик влагосодержания масла

Содержание влаги в масле

0
-
30 г
/
т

4


20
мА
или цифровой
выход


1

Не реже 1 раза в 4 ч
а-
са

Датчик влагосодержания масла

Температура нижних слоев
масла

Минус 60
-

+100

С

4


20 мА (или


сопротивление
Pt100)


1

Не реже 1 раза в 15
минут

Датчик влагосодержания или
специализированный датчик

Давление масла вводов

0
-
6 кГ
/
см
2

4
-
20мА

Каждый

ввод
ВН и СН

Не реже 1 раза в 1
минуту

Датчик на вводе (для гермети
ч-
ных вводов)

70


Продолжение таблицы






















Название измеряемой
величины

Диапазон
изменения
входного
сигнала

Диапазон изм
е-
нения выходн
о-
го сигнала пе
р-
вичного датчика

Кол
-
во
,

шт
.

Интервал

опроса

Примечание

Дискретные
сигналы

Поток масла в охл
а-
дителях


©
Сухой контакт
ª

По 1
-
му на
каждый
охладитель

Не реже 1
раз в

1

сек

Датчик на охлад
и-
теле

Трансформатор о
т-
ключен
/
включен


©
Сухой контакт
ª




1

Не реже 1
раз в

1

сек

От РЗА подстанции

71


ПРИЛОЖЕНИЕ
B

Таблица


Перечень кабелей

№ каб
е-
ля

Откуда

Куда

Кол
-
во жил

и сечение


Примечание

Д
и
а
метр

мм

91

ОПУ


Шкаф


системный

ОПУ



Гарантированное

питание ~220В, 50 Гц

КВВГЭ

нг

4
x4

Питание

СНК

20

92

ОПУ


Шкаф

системный

АРМ (
RG
45)

ОПУ


АРМ АСУТП

(RG45)

Belden

1633+

Передача данных

от СНК в АСУТП

10

93

ОПУ


Шкаф


системный

ОПУ


АСТУП

КВВГЭ нг

7
x1,5

Диагностика СНК

в АСУТП

15

101

ОРУ


Коробка

Зажимов АТ1

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

7
x2,5

Сигналы от встрое
н-
ных ТТ ВН

20

102

ОРУ


Коробка

Зажимов АТ1

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

7
x2,5

Сигналы от встрое
н-
ных ТТ СН

20

103

ОРУ


Коробка

Зажимов АТ1

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

7
x2,5

Сигналы от встрое
н-
ных ТТ НН

20

107

ОРУ


Подстан
-
ционный ТН

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

4
x2,5

Сигналы от ТН ВН

15

108

ОРУ


Подстан
-
ционный ТН

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

4
x2,5

Сигналы от ТН СН

15

109

ОРУ


Подстан
-
ционный ТН

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

4
x2,5

Сигналы от ТН НН

15

111

ОРУ


Шкаф

РЗА

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

10
x1,5

Дискретные

сигналы

20

121

ОРУ


Хромат
о-
граф7
X

ОРУ


Блок

мониторинга

Belden 9842

Цифровой сигнал

от хроматографа7
X

15

122

ОРУ


Блок

мониторинга

ОРУ


НКВВ
-
6

КВВГЭ нг

4
x2,5

Сигналы от ТН ВН

15

123

ОРУ


Блок

мониторинга

ОРУ


НКВВ
-
6

КВВГЭ нг

4
x2,5

Сигналы от ТН СН

15

72



Продолжение таблицы


124

ОРУ


Блок

мониторинга

ОРУ


Хроматограф

7X

КВВГЭ нг

4
x1,5

Релейные сигналы

От Хроматографа

7
X

20

125

ОРУ
-

НКВВ

Гарантированное

питание ~220В, 50 Гц

КВВГЭ нг

4
x1,5

Питание НКВВ

15

131

ОРУ


НКВВ
-
6

ОРУ


Блок

мониторинга

Belden 9842

Передача информ
а-
ции в БМ

15

141

ОРУ


Коробка

Зажимов АТ1

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

7
x1,5

Клапан предо
-

хранительный

1
,2

15

151

ОРУ


Привод

РПН ф
.

А

ОРУ


Блок

мониторинга

КУПЭВ

6
x2x0,5

Номер положения

РПН ф
.

А

Тем масла в конта
к-
торе ф
.

А

Ток двигателя пр
и-
вода ф
.

А

15

154

ОРУ


Привод

РПН ф
.

B

ОРУ


Блок

мониторинга

КУПЭВ

6
x
2
x
0,5

Номер положения

РПН ф
.

B

Тем масла в конта
к-
торе ф
.

B

Ток двигателя пр
и-
вода ф
.

B

15

157

ОРУ


Привод

РПН ф
.

С

ОРУ


Блок

мониторинга

КУПЭВ

6
x
2
x
0,5

Номер положения

РПН ф
.

C

Тем масла в конта
к-
торе ф
.

C

Ток двигателя пр
и-
вода ф
.

C

15

161

ОПУ
,

РЩ
-
220

ОПУ
,

РЩ
-
220
-

ШС

Belden

1633+


15

162

ОРУ


Стойка

№1

АКМ34

ОРУ


Блок

мониторинга

КУПЭВ

4
x2x0,5

Температуры охл
а-
дителей 1
,
2

15


73


Продолжение таблицы

163

ОРУ


Стойка

№2
АКМ34

ОРУ


Блок

мониторинга

КУПЭВ

4
x2x0,5

Температуры охл
а-
дителей 3
,
4

15

171

ОРУ


Привод

РПН ф
.

А

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

10
x1,5

Дискретные

сигналы

от РПН

ф
.

А

20

172

ОРУ


Привод

РПН ф
.

B

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

10
x
1,5

Дискретные

сигналы

от РПН

ф
.

B

20

173

ОРУ


Привод

РПН ф
.

C

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

10
x
1,5

Дискретные

сигналы

от РПН

ф
.

C

20

181

ОРУ


ШНК
-


6
-
07

АТ


Датчик тока ВН

ф
.

А

FTP2
-
C5E
-

SOLID
-

OUDDOOR











Контроль


состояния вводов










РЗ
-
Ц
-
Х
-


10

182

ОРУ


ШНК
-


6
-
07

АТ


Датчик тока ВН

ф
.

B

FTP2
-
C5E
-

SOLID
-

OUDDOOR

183

ОРУ


ШНК
-


6
-
07

АТ


Датчик тока ВН

ф
.

C

FTP2
-
C5E
-

SOLID
-

OUDDOOR

184

ОРУ


ШНК
-


6
-
07

АТ


Датчик тока СН

ф
.

А

FTP2
-
C5E
-

SOLID
-

OUDDOOR

185

ОРУ


ШНК
-


6
-
07

АТ


Датчик тока СН

ф
.

B

FTP2
-
C5E
-

SOLID
-

OUDDOOR

186

ОРУ


ШНК
-


6
-
07

АТ


Датчик тока СН

ф
.

С

FTP2
-
C5E
-

SOLID
-

OUDDOOR




74


Продолжение таблицы

191

ОРУ


Блок

мониторинга

Шкаф системный

КВВГЭ нг

7
x2,5

Питание БМ

20

192

ОРУ


Блок

мониторинга

Шкаф
системный

Оптический

Кабель мно
-

гомодовый

62 мкм
,

4

жилы
,

для

наружной
прокладки

Передача данных

от блока монитори
н-
га

В зави
-

симости

от диа
-
метра к
а-
беля

201

ОРУ


Коробка

Зажимов АТ2

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

7
x2,5

Сигналы от встрое
н-
ных ТТ

ВН

20

202

ОРУ


Коробка

Зажимов АТ2

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

7
x2,5

Сигналы от встрое
н-
ных ТТ СН

20

203

ОРУ


Коробка

Зажимов АТ2

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

7
x2,5

Сигналы от встрое
н-
ных ТТ НН

20

207

ОРУ


Подстан
-
ционный ТН

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

4
x2,5

Сигналы от ТН ВН

15

208

ОРУ


Подстан
-
ционный ТН

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

4
x2,5

Сигналы от ТН СН

15

209

ОРУ


Подстан
-
ционный ТН

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

4
x2,5

Сигналы от ТН НН

15

211

ОРУ


Шкаф

РЗА

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

10
x1,5

Дискретные

сигналы

20

221

ОРУ


Хромат
о-
граф7
X

ОРУ


Блок

мониторинга

Belden 9842

Цифровой сигнал

от хроматографа7
X

15

222

ОРУ


Блок

мониторинга

ОРУ


НКВВ
-
6

КВВГЭ нг

4
x2,5

Сигналы от ТН ВН

15

223

ОРУ


Блок

мониторинга

ОРУ


НКВВ
-
6

КВВГЭ нг

4
x2,5

Сигналы от ТН СН

15

224

ОРУ


Блок

мониторинга

ОРУ


Хроматограф

7X

КВВГЭ нг

4
x1,5

Релейные сигналы

От Хроматографа

7
X

20


75


Продолжение таблицы

225

ОРУ
-

НКВВ

Гарантированное

питание ~220В, 50 Гц

КВВГЭ нг

4
x1,5

Питание НКВВ

15

231

ОРУ


НКВВ
-
6

ОРУ


Блок

мониторинга

Belden 9842

Передача информ
а-
ции в БМ

15

241

ОРУ


Коробка

Зажимов АТ2

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

7
x1,5

Клапан предо
-

хранительный

1
,2

15

251

ОРУ


Привод

РПН ф
.

А

ОРУ


Блок

мониторинга

КУПЭВ

6
x2x0,5

Номер положения

РПН ф
.

А

Тем масла в конта
к-
торе ф
.

А

Ток двигателя пр
и-
вода ф
.

А

15

254

ОРУ


Привод

РПН ф
.

B

ОРУ


Блок

мониторинга

КУПЭВ

6
x
2
x
0,5

Номер положения

РПН ф
.

B

Тем масла в конта
к-
торе ф
.

B

Ток двигателя пр
и-
вода ф
.

B

15

257

ОРУ


Привод

РПН ф
.

С

ОРУ


Блок

мониторинга

КУПЭВ

6
x
2
x
0,5

Номер положения

РПН ф
.

C

Тем масла в конта
к-
торе ф
.

C

Ток двигателя пр
и-
вода ф
.

C

15

261

ОПУ
,

РЩ
-
220

ОПУ
,

РЩ
-
220
-

ШС

Belden

1633+


15

262

ОРУ


Стойка

№1

АКМ34

ОРУ


Блок

мониторинга

КУПЭВ

4
x2x0,5

Температуры охл
а-
дителей 1
,
2

15

263

ОРУ


Стойка

№2
АКМ34

ОРУ


Блок

мониторинга

КУПЭВ

4
x2x0,5

Температуры охл
а-
дителей 3
,
4

15

271

ОРУ


Привод

РПН ф
.

А

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

10
x1,5

Дискретные

сигналы

от РПН

ф
.

А

20

76


Продолжение таблицы

2
72

ОРУ


Привод

РПН ф
.

B

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

10
x
1,5

Дискретные

сигналы

от РПН

ф
.

B


2
73

ОРУ


Привод

РПН ф
.

C

ОРУ


Блок

мониторинга

КВВГЭ нг

10
x
1,5

Дискретные

сигналы

от РПН

ф
.

C


281

ОРУ


ШНК
-


6
-
07

АТ


Датчик тока ВН

ф
.

А

FTP2
-
C5E
-

SOLID
-

OUDDOOR














Контроль


состояния вводов














РЗ
-
Ц
-
Х
-


10

282

ОРУ


ШНК
-


6
-
07

АТ


Датчик тока ВН

ф
.

B

FTP2
-
C5E
-

SOLID
-

OUDDOOR

283

ОРУ


ШНК
-


6
-
07

АТ


Датчик тока ВН

ф
.

C

FTP2
-
C5E
-

SOLID
-

OUDDOOR

284

ОРУ


ШНК
-


6
-
07

АТ


Датчик тока СН

ф
.

А

FTP2
-
C5E
-

SOLID
-

OUDDOOR

285

ОРУ


ШНК
-


6
-
07

АТ


Датчик тока СН

ф
.

B

FTP2
-
C5E
-

SOLID
-

OUDDOOR

286

ОРУ


ШНК
-


6
-
07

АТ


Датчик тока СН

ф
.

С

FTP2
-
C5E
-

SOLID
-

OUDDOOR

291

ОРУ


Блок

мониторинга

Шкаф системный

КВВГЭ нг

7
x2,5

Питание БМ

20

292

ОРУ


Блок

мониторинга

Шкаф системный

Оптический

Кабель мно
-

гомодовый

62 мкм
,

4

жилы
,

для

наружной прокладки

Передача данных

от блока монитори
н-
га

В зави
-

симости

от диа
-
метра к
а-
беля



Приложенные файлы

  • pdf 83705531
    Размер файла: 3 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий