Мобильная АСМД

ЗАО "Интера" в соответствии с типовыми требованиями ПАО "Россети" к мобильным автоматизированным системам мониторинга и технического диагностирования силовых трансформаторов класса напряжения 110 кВ и выше разработана мобильная автоматизированная система мониторинга и технического диагностирования на базе анализатора водорода и горючих газов "ИнтеГаз" (далее – АСМД).

Назначение и область применения

АСМД предназначена для контроля диагностических параметров и оценки технического состояния трансформаторного оборудования по ограниченному числу контролируемых параметров с учетом динамики их изменения с использованием расчетно-аналитических моделей.
Область применения – высоковольтное маслонаполненное энергетическое оборудование (трансформаторы, автотрансформаторы и шунтирующие реакторы) класса напряжения 110 кВ и выше.

Функциональные возможности

АСМД контролирует следующие диагностические параметры:

• содержание газов растворенных в трансформаторном масле (водород и горючие газы в пересчете на оксид углерода);
• содержание влаги в трансформаторном масле;
• показания от четырех первичных датчиков с токовым выходом 4-20 мА.

АСМД выполняет следующие функции:

• контроль диагностических параметров трансформаторного оборудования в режиме реального времени;
• формирование экспертных оценок технического состояния трансформаторного оборудования на основе расчетно-аналитических моделей в режиме реального времени;
• формирование сигналов предупредительной и аварийной сигнализации по контролируемым параметрам;
• визуализацию измеренных и расчетных параметров;
• формирование архивов долговременного хранения диагностической информации;
• информационный обмен с вышестоящими уровнями системы технологического управления по стандартным интерфейсам и протоколам;
• самодиагностику собственных программно-технических средств.

Функционирование расчетно-аналитических моделей зависит от паспортных данных трансформаторного оборудования и набора входных данных (параметров трансформаторного оборудования, подлежащих контролю), которые необходимо подключить к АСМД. Перечень расчетно-аналитических моделей, реализованных в АСМД, и зависимость их функционирования от набора входных данных приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень расчетно-аналитических моделей

Структура и ключевые особенности

АСМД построена по трехуровневой структуре (рисунок 1).

Первый уровень включает в себя первичные датчики, обеспечивающие контроль основных диагностических параметров, набор которых определяется техническими требованиями заказчика.

Второй уровень включает в себя ПТК, обеспечивающий сбор и обработку данных, полученных от датчиков первого уровня, выполняющий математическую обработку, и накопление данных. ПТК обеспечивает информационный обмен с третьим уровнем.
Анализатор «ИнтеГаз», в составе АСМД, является устройством первого уровня в части измерения содержания газов, растворенных в трансформаторном масле (водорода и  горючих газов в пересчете на оксид углерода), содержания влаги в трансформаторном масле и, одновременно, устройством второго уровня, осуществляющим сбор данных от внешних (подключаемых) устройств первого уровня (датчиков). Подключение устройств первого уровня к анализатору осуществляется через внешний модуль коммутации и индикации ВМКИ.
Управление анализатором, обработка данных от устройств первого уровня, математический расчет на основе расчетно-аналитических моделей для оценки технического состояния трансформаторного оборудования осуществляется с помощью аппаратных средств анализатора.
Измеренные и расчетные данные по параметрам, контролируемым аппаратными средствами анализатора, хранятся в энергонезависимой памяти анализатора, а также передаются в устройство третьего уровня.
Анализатор и ВМКИ размещаются в непосредственной близости от контролируемого трансформаторного оборудования на стойке приборной.

Рисунок 1 – Типовая структурная схема АСМД на базе анализатора водорода и горючих газов "ИнтеГаз", исполнение 1. (ИнтеГаз – анализатор водорода и горючих газов «ИнтеГаз», исполнение 1; ВМКИ – внешний модуль коммутации и индикации; ПИ – преобразователь измерительный; РМ1, РМ2 – радиомодемы; А1, А2 – направленные антенны, БПИ – блок преобразователя интерфейсов; ПК – персональный компьютер (сервер).

Третий уровень включает в себя оборудование, обеспечивающее обмен данными между вторым и третьим уровнем и средства информационного обмена с вышестоящими уровнями системы технологического управления (АСТУ), персональный компьютер (сервер), обеспечивающий визуализацию контролируемых параметров и хранение архивов диагностической информации.
Обмен данными между устройством второго уровня (анализатором "ИнтеГаз") и устройством третьего уровня (персональным компьютером, сервером) осуществляется по беспроводному каналу связи (радиоканалу) посредством направленных антенн и радиомодемов. Применяемый диапазон рабочих частот и мощность оборудования радиоканала не требуют получения разрешения органов Госсвязьнадзора РФ.
В качестве канала передачи данных могут быть использованы проводные линии связи (RS-485).
Вид канала связи между устройствами второго и третьего уровня определяется исходя из требований заказчика и технической возможности на предполагаемом объекте эксплуатации.
Информационный обмен между устройством третьего уровня и вышестоящими уровнями системы технологического управления (АСТУ) осуществляется по стандартным интерфейсам и протоколам.
Персональный компьютер (сервер) посредством программного обеспечения "InteView" (рисунок 2), входящего в комплект поставки обеспечивает:

• визуализацию контролируемых параметров трансформаторного оборудования и сигналов предупредительной и аварийной сигнализации в режиме реального времени;
• конфигурирование устройств первого и второго уровня;
• формирование архива долговременного хранения диагностической информации;
• доступ к архиву диагностической информации с возможностью формирования отчетов.

Рисунок 2 - Пример видеокадра ПО «InteView».

Дополнительно, посредством ПО "InteView" и внешнего модуля коммутации и индикации ВМКИ осуществляется индикативное отражение оценки технического состояния трансформаторного оборудования на основании анализа динамики изменения контролируемых параметров по трехуровневой шкале в соответствии с таблицей 2.

Таблица 2 - Уровни сигнализации АСМД