syndis es - Mikronika
Transkrypt
syndis es - Mikronika
U PRODUCENTÓW SYNDIS ES, nowoczesny system monitoringu transformatorów Mgr inż. Wiesław Gil Opracowany w Mikronice, ekspercki system monitoringu transformatorów charakteryzuje się szeregiem unikalnych funkcji. Uzasadnimy konieczność wdrażania takich rozwiązań. Omówimy działanie naszego systemu i wprowadzone nowe urządzenia. Postaramy się także wykazać korzyści, wynikające z zastosowania nowoczesnych systemów informatycznych w obsłudze i nadzorze transformatorów. Dlaczego systemy eksperckie? Typowe funkcje monitoringu transformatora obejmują zbieranie danych o temperaturach, obciążeniach, parametrach oleju, działaniu układu chłodzenia – gromadzą te dane w archiwach i prezentują wyniki w postaci różnorodnych tabel, wykresów i raportów. Tej klasy systemy nie dają jednak kompleksowej oceny stanu transformatora, nie diagnozują uszkodzeń, nie udzielają wskazówek jakie czynności powinna wykonać obsługa lub służby nadzoru. Analiza zebranych danych wymaga wiedzy eksperckiej i nie jest realizowana w czasie rzeczywistym. Od dawna pojawiają się opinie o potrzebie budowy i wdrażania w naszej energetyce systemów eksperckich o funkcjonalności przynoszącej wymierne korzyści użytkownikowi systemu. Dla „energetycznych profesjonalistów” to oczywiste, że transformator jest podstawowym urządzeniem na stacji i jego uszkodzenie pociąga znaczne straty wywołane trudnościami w eksploatacji i odstępstwami od umów handlowych. Z tych też powodów istnieje realna potrzeba, wystarczająco uwarunkowana ekonomicznie, aby nowo wprowadzane systemy monitoringu były systemami eksperckimi. Co więcej, rozwój technologii informatycznych w zakresie zdalnego dostępu, baz danych, zwiększenia mocy obliczeniowej, prezentacji wyników i realny spadek cen sprzętu elektronicznego ułatwia tworzenie, wprowadzanie systemów eksperckich i ich integrację w ramach systemów gospodarki zasobami ERP (ang. Enterprise Resource Planning). Taki właśnie system, opracowany przez Mikronikę, już pracuje na kilku stacjach energetycznych i jest wdrażany na kolejnych. Według podpisanych umów, do końca przyszłego roku SYNDIS ES będzie pracował w około czterdziestu obiektach. SYNDIS ES – the modern system of transformer monitoring Developed by Mikronika, the expert SYNDIS ES, jak system of transformer monitoring is to działa? featured by unique functions. The W systemie moreasons are demonstrated to apnitoringu transforply such solutions. We are going to matorów SYNDIS describe our system performance ES reguły i zależnoand the new-implemented devices. ści logiczne zawarWe will try to show the advantages te w bazie wiedzy, resulting from application of modumożliwiają obiekern systems in transformer service tywną i wielostronand supervising. ną ocenę sygnałów pomiarowych i stanów w czasie rzeczywistym. Na podstawie tej oceny generowane są sygnały ostrzegawcze, alarmowe oraz awaryjne wraz z komunikatami określającymi ich przyczynę. Podawana jest podpowiedź sugerująca dalsze postępowanie w określonej sytuacji. Reguły wnioskowania, zawarte w bazie wiedzy, prowadzą do wygenerowania zbiorczych sygnałów przekazywanych do stacyjnych Systemów Sterowania i Nadzoru (SSiN) oraz do Regionalnych Centrów Nadzoru (RCN). Ograniczyliśmy liczbę tych sygnałów do maksymalnie dwudziestu czterech, sygnalizujących stany alarmowe i awaryjne dotyczące chłodzenia, przełącznika zaczepów, oleju, zawilgocenia izolacji, stanu systemu monitoringu. Podawane są także, wyznaczane na bieżąco, możliwości przeciążania transformatora. Zdalny użytkownik może w każdej chwili połączyć się z serwerem systemu monitoringu i uzyskać pełny wgląd w przejrzyście prezentowane dane bieżące i archiwalne, komunikaty oraz ich przesłanki. Obliczenia, oparte na rozszerzonych modelach matematycznych, są powiązane z formułami logicznymi i zmierzają do wczesnego wykrycia uszkodzeń rozwijających się w obrębie transformatora. UmożliAutomatyka Elektroenergetyczna Nr 3/2008 67 U PRODUCENTÓW wia to podjęcie odpowiednio wczesnej decyzji o przeglądzie i ewentualnym remoncie. Rozbudowane funkcje symulacji dopuszczalnego obciążenia i temperatur dają możliwość prognozowanie stanów transformatora podczas gwałtownej zmiany obciążenia, częściowej lub całkowitej awarii układu chłodzenia, zmiany temperatury zewnętrznej. Funkcje te mogą okazać się niezwykle przydatne w niedalekiej przyszłości, przy nasilającym się deficycie zainstalowanej mocy w naszym systemie elektroenergetycznym i konieczności pracy w warunkach przecią- ne do SYNDIS ES lub do niezależnego oprogramowania REDIAG, wykorzystywanego do obsługi urządzenia diagnostycznego w aplikacjach bez systemu eksperckiego. Na rysunku nr 2 pokazano przebiegi mocy pobieranej przez napęd Rys. 2. Zapotrzebowanie mocy pobieranej przez napęd PPZ Rys. 1. Struktura funkcjonalna systemu SYNDIS ES żenia. Na rysunku nr 1 pokazujemy strukturę funkcjonalną naszego systemu. SYNDIS ES posiada wbudowane mechanizmy archiwizacji danych, prezentacji wykresów, raportowania, które mogą być konfigurowane przez użytkownika. W tej warstwie SYNDIS ES opiera swoje działanie na rozwijanym od lat systemie SYNDIS RV – sprawdzonym w wielu instalacjach krajowych, a także zagranicznych. Nie tylko innowacje informatyczne Dla pełnej realizacji założeń monitoringu transformatora, niezbędne okazało się opracowanie kilku nowych, specjalizowanych urządzeń i zintegrowanie ich w systemie SYNDIS ES. Szczególnie interesująco prezentuje się urządzenie diagnostyczne USP-001-PZ, opracowane specjalnie dla nadzoru i diagnostyki on-line przełącznika zaczepów. Urządzenie to porównuje zarejestrowany przebieg mocy pobieranej przez napęd podczas przełączenia zaczepów z przebiegiem wzorcowym. Przebiegi wzorcowe są rejestrowane podczas skalowania przyrządu dla wszystkich przejść „w górę” i „w dół”. W trakcie analizy jest uwzględniany czas przełączenia, sygnały dwustanowe z przełączników krzywkowych i inne sygnały, jak np. sygnał z opcjonalnego czujnika obrotów wału napędu. Zarejestrowane przebiegi są przekazywa68 Nr 3/2008 Automatyka Elektroenergetyczna dla sprawnego przełącznika, narastających objawów uszkodzenia oraz awarii. Innym, ciekawym urządzeniem jest specjalizowany przetwornik pomiarowy SMT-101 wraz z kompletem sond pomiarowych, przeznaczony do monitoringu przepustów izolacyjnych. Przetwornik rejestruje przepięcia łączeniowe oraz burzowe na stronie pierwotnej i stronie wtórnej transformatora. Wykrywane są dynamiczne zmiany pojemności przepustów oraz zmiany długookresowe, świadczące o gwałtownej lub powolnej degradacji warstw dielektrycznych. Wyznaczana jest także względna zmiana współczynnika stratności przepustu. Na podstawie trendów zmian, SYNDIS ES generuje odpowiednie komunikaty i powiadomienia. Systemowa statystyka zarejestrowanych przepięć atmosferycznych, oczywiście łącznie z mierzoną wartością przepięć, dostarczy cennych informacji o stanie ochrony odgromowej. W czasie eksploatacji przetwornika okazało się, że bardzo dobrze rejestrowane są zaburzenia napięć związane z awariami w systemie elektroenergetycznym! Przykładowo, na rysunku nr 3 widzimy zarejestrowany przebieg doziemienia na jednej z linii 400kV. Takie rejestracje można wykorzystać do dodatkowej weryfikacji pracy rejestratorów zakłóceń i niektórych zabezpieczeń. Zgodnie ze standardem PN-EN 61850 Ostatnio wszystkie nowe transformatory, instalowane na polskich stacjach energetycznych, są fabrycznie wyposażane w sterowniki komunikacyjne, pracujące w standardzie PNEN 61850. Do tych sterowników są podłączane takie urządzenia jak mierniki zawilgocenia oleju i gazów, sterowni- U PRODUCENTÓW [s] Rys. 3. Zarejestrowane doziemienie w linii 400 kV ki układu chłodzenia, czujniki temperatury, sygnały z zabezpieczeń transformatora. Interfejs obiektowy systemu SYNDIS ES wprost obsługuje urządzenia transformatorowe w standardzie PN-EN 61850-8-1. W aplikacjach, w których niezbędna jest konwersja innego protokołu, np. DNP3.0 lub PN-EN 60870-104 na standard PN-61850, stosujemy nasz konwerter protokołów SO -5511-KP. Taka konieczność wystąpiła w kilku stacjach, w których system SYNDIS ES musi współpracować z systemami nie przystosowanymi do obsługi standardu PN-EN 61850. Rysunek nr 4 pokazuje schemat takiej realizacji wraz z powiązaniami ko- Rys. 4. SYNDIS ES z komunikacją w standardzie PN-EN 61850 munikacyjnymi. A co ma z tego użytkownik? Powszechnie znana, żartobliwa odpowiedź na to pytanie to „same kłopoty” Oczywiście, wiedza o stanie transformatora może być kłopotliwa bo będzie wymagała podjęcia decyzji o wcześniej- szym remoncie np. przełącznika zaczepów, przeprowadzeniu suszenia oleju, inspekcji chłodnic. Pomyślmy jednak co się stanie i co będzie się działo jeśli ta wiedza, a może raczej jej brak, objawi się w najmniej odpowiednim momencie? W Europie i na świecie zdarzały się już rozległe awarie systemów energetycznych, wywołane bardziej błahymi przyczynami niż niespodziewana awaria transformatora. Obecna tendencja do przechodzenia stacji na ruch bezobsługowy wymaga rozbudowy urządzeń i systemów monitorujących po to aby niekorzystne zjawiska i rozwijające się awarie zostały wykryte i zlokalizowane odpowiednio wcześnie. Uzyskany czas na powzięcie właściwych decyzji jest w takiej sytuacji bezcenny dla odpowiednich służb. Zwróćmy także uwagę na właściwą gospodarkę zasobami. Efektywne planowanie przeglądów i remontów, rozwój infrastruktury przesyłowej, tworzenie rezerw przesyłowych nie jest możliwe bez kompleksowych raportów dotyczących stanu transformatorów. Raporty te mogą być wspomagane analizami trendów zmian, które wykonuje system ekspercki. I wreszcie oprogramowanie symulacyjne, zintegrowane w naszym systemie ; jest to nieocenione narzędzie do planowania postępowania w sytuacjach kryzysowych. Właściwie zaplanowane i przeprowadzone symulacje pozwalają na wyznaczenie dopuszczalnych okresów pracy z przeciążeniami krótko i długookresowymi, a także na sporządzenie planów wyłączeń awaryjnych, minimalizujących ewentualne straty wynikające z nie dostarczonej energii. Użytkownik systemu SYNDIS ES pracuje z oprogramowaniem o otwartej funkcjonalności. Zawartość i forma raportów oraz wykresów może być kształtowana odpowiednio do potrzeb. Co szczególnie ważne, uzupełniana i rozbudowywana może być baza wiedzy systemu. Można formułować nowe zależności logiczne, podpowiedzi dla obsługi, alarmy i komunikaty. Kilka pytań Coraz szersze wdrażanie systemów eksperckich w monitoringu transformatorów, wywołuje także pytania dotyczące kierunków rozwoju w tej dziedzinie: Jakie dalsze innowacje techniczne są niezbędne i powinny zostać wprowadzone? Czy i w jaki sposób integrować tego typu oprogramowanie i sprzęt, oferowany przez różnych dostawców? Jak zrealizować efektywny, zdalny dostęp do tych systemów dla służb okręgowych i krajowych z właściwym podziałem uprawnień? Jak będzie przebiegała standaryzacja list sygnałów z systemów eksperckich? Powyższe problemy formułuje się w trakcie rozlicznych konferencji i spotkań. Do dyskusji i poszukiwania właściwych odpowiedzi zapraszamy wszystkich Czytelników! Mgr inż. Wiesław Gil (50). Absolwent Wydziału Elektrotechniki Politechniki Poznańskiej. Od 1985 pracuje w Badawczo-Rozwojowej Spółdzielni Pracy Mikroprocesorowych Systemów Automatyki MIKRONIKA w Poznaniu jako konstruktor. Automatyka Elektroenergetyczna Nr 3/2008 69