Понизительные ПС 110 кВ (далее — ПС) занимают промежуточное положение между питающими сетями высокого напряжения и распределительными сетями среднего напряжения. Через них осуществляется электроснабжение промышленных предприятий, коммунального сектора и сельскохозяйственных потребителей. Надежность работы ПС напрямую определяет устойчивость электроснабжения целых районов [1].

Практика эксплуатации показывает, что большая часть повреждений оборудования связана с постепенным развитием дефектов. Повреждения обмоток трансформаторов, отказы РПН, перегрев контактных соединений, увлажнение изоляции вводов развиваются в течение времени. Традиционная система контроля фиксирует состояние оборудования в момент осмотра или опроса и сравнивает параметр с абсолютной уставкой. Реакция наступает тогда, когда параметр уже достиг предельного значения [2].

Развитие цифровых технологий создает условия для изменения этой ситуации. Микропроцессорные терминалы релейной защиты обеспечивают непрерывное измерение токов и напряжений, регистрацию событий и самодиагностику. Протокол МЭК 61850 [3] объединяет устройства в единую информационную среду и позволяет передавать данные в стандартизованном виде. Цифровые трансформаторы тока и напряжения формируют измерительную информацию в цифровом виде без насыщения и с высокой частотой дискретизации. Совокупность этих средств создает техническую основу для системы, работающей с непрерывным потоком режимных данных.

Логика цифрового мониторинга отличается от традиционного контроля критерием срабатывания. Вместо сравнения фактического значения с уставкой выполняется сравнение с расчетным значением для текущего режима. Расчетное значение определяется по [2]:

— нагрузке;

— температуре окружающего воздуха;

— и другим факторам.

Разница между фактическим и расчетным значениями является диагностическим признаком. При исправном оборудовании она колеблется около нуля. При появлении дефекта отклонение начинает устойчиво расти.

Условие формирования предупреждения включает два признака:

— отклонение превышает порог чувствительности, определяемый погрешностью измерения;

— отклонение удерживается выше порога в течение заданного интервала, что исключает ложные срабатывания при кратковременных колебаниях.

Вышеуказанная логика позволяет выявлять дефект до того, как параметр достигнет аварийной уставки. Алгоритм работы приведен на рисунке 1 [4].

Рис. 1. Алгоритм цифрового мониторинга

Перечень контролируемых параметров формируется по составу оборудования ПС. Для силового трансформатора контролируются [2, 4]:

— температура масла;

— температура обмотки;

— ток нагрузки;

— давление в баке;

— положение РПН;

— tgδ вводов.

Для коммутационного оборудования контролируются:

— температура контактных соединений;

— давление дугогасящей среды;

— число коммутаций;

— состояние привода.

Для измерительных трансформаторов контролируются токи и напряжения, а также ток проводимости ОПН.

Сводный перечень приведен в таблице 1.

Таблица 1

Контролируемые параметры подстанции 110/35/10 кВ

Эксплуатационный эффект от цифрового мониторинга определяется сокращением времени обнаружения дефектов. Раннее обнаружение позволяет выполнить ремонт до отказа, то есть перевести работы из аварийного в плановый режим. Время простоя сокращается, затраты на ремонт снижаются, число внезапных отключений уменьшается. Для потребителей третьей категории уменьшение длительности перерывов [1].

Ограничения цифрового мониторинга связаны с необходимостью синхронизации времени и организацией хранения архива. Для корректной работы алгоритма требуется достоверная информация о нагрузке и температуре окружающей среды. При неверных исходных данных расчетное значение будет смещено, что приведет к ложным или пропущенным срабатываниям. Указанные ограничения преодолимы при правильной настройке системы и обслуживании измерительных каналов [2, 4].

Переход к цифровому мониторингу меняет принцип эксплуатации подстанции. Вместо реакции на состоявшееся событие появляется возможность управлять состоянием оборудования по фактическим данным. Дефект выявляется на стадии отклонения параметра, когда оборудование остается работоспособным и может быть выведено в плановый ремонт. Для ПС 110 кВ такой переход дает практический результат без замены первичного оборудования и с поэтапным наращиванием объема.

Литература:

1. Ушаков В. Я. Электроэнергетические системы и сети: учебное пособие для бакалавриата и магистратуры. Москва: Юрайт, 2015. — 446 с.
2. Ковалев Р. А., Котеленко С. В. Цифровая подстанция: учебно-методическое пособие. Тула: Изд-во ТулГУ, 2024. — 134 с.
3. IEC TR 61850–1:2013. Communication networks and systems for power utility automation. Part 1: Introduction and overview. Geneva: International Electrotechnical Commission, 2013. — 73 p.
4. Яхья Аммар Абдулазиз. Совершенствование моделей предиктивной диагностики и оценки состояния трансформаторного оборудования энергообъектов: дис. канд. техн. наук. Новосибирск: НГТУ, 2022. — 193 с.