
<h2>Системы мониторинга</h2>

<p>Системы мониторинга (СМ) параметров силового трансформаторного оборудования класса напряжений 110-1250кВ предназначены для непрерывного измерения и регистрации основных параметров трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов в процессе эксплуатации. Современные системы СМ позволяют выявлять дефекты в работе силовых трансформаторов и другого оборудования ПС на ранней стадии их развития, а следовательно принимать решение по ликвидации дефектов до возникновения аварийных ситуаций. Это не только предотвращает значительные ущербы, но и сокращает время простоя, снижает затраты на ремонты и продляет срок службы трансформаторов.</p>
<p>БПА является представителем и сервис-партнером компании ООО «Энергоавтоматизация», г. Запорожье – производителя СМ (систем независимого контроля - СНК) типа SAFE-Т.  БПА осуществляет продвижение систем SAFE-Т на территории РФ, выполняет лицензионное производство, оказывает услуги  по монтажу и пуско-наладке, гарантийному и сервисному обслуживанию SAFE-Т, а также приборов непрерывного контроля газо-влагосодержания в трансформаторном масле типа Calisto,  производства компании Morgan Schaffer Inc, Канада.</p>
<p><strong>Функциональные возможности СНК: </strong></p>
<ul>
<li>осуществление непрерывного контроля состояния силового трансформаторного оборудования в режиме “on-line”; </li>
<li>своевременное предоставление информации оперативному персоналу для контроля и регулирования режимов работы оборудования и своевременного принятия необходимых мер при предаварийных режимах, а также информации для анализа аварийных режимов; </li>
<li>анализ состояния силового трансформаторного оборудования по накопленным за весь период эксплуатации архивам параметров и событий.</li>
</ul>
<br />
<p>Системы SAFE-Т и приборы Calisto аттестованы в ФСК ЕЭС.</p>
<br />
   
    <p> 	<a href="/img/1_mon-big.jpg" class="fancybox" rel="group" ><img src="/img/1_mon-small.jpg"  /></a>&nbsp;<a href="/img/2_mon-big.jpg" class="fancybox" rel="group" ><img src="/img/2_mon-small.jpg"  /></a>&nbsp;<a href="/img/3_mon-big.jpg" class="fancybox" rel="group" ><img src="/img/3_mon-small.jpg"  /></a>&nbsp;<a href="/img/4_mon-big.jpg" class="fancybox" rel="group" ><img src="/img/4_mon-small.jpg"  /></a>&nbsp;<a href="/img/5_mon-big.jpg" class="fancybox" rel="group" ><img src="/img/5_mon-small.jpg"  /></a> </p>
<br />
<p>Контролируемые параметры SAFE-Т:</p>
<a href="/img/1_st_big.jpg" class="fancybox"><img src="/img/1_st_big.jpg" style="height:323px; width:423px;"  /></a>
<br />
<br />
<p>Структурное построение SAFE-Т:</p>
<a href="/img/2_st_big.jpg" class="fancybox"><img src="/img/2_st_big.jpg" style="height:323px; width:423px;"  /></a>
<br />
<p>Обозначения, приятые на на схеме:</p>

<p>АТ1, АТ2 – автотрансформаторы,
<br />
УШР – управляемый шунтирующий реактор, 
<br />
Приб_Вв – прибор контроля качества изоляции вводов,
<br />
Calisto – прибор контроля Н2 и влаги, растворенных в масле,
<br />
БМ – блок мониторинга,
<br />
ШС – шкаф системный,
<br />
БКС – оборудование блока концентрации сети,
<br />
АРМ – автоматизированное рабочее место оператора,
<br />
ИБП – источник бесперебойного питания
</p>
<p><strong>Конкурентные преимущества СНК SAFE-T:</strong></p>
<ul>
<li>база данных параметров трансформаторного оборудования формируется и хранится на твёрдотельном диске в блоке мониторинга (БМ), что обеспечивает надежное сохранение первичной информации непосредственно после её считывания в цепи: Контролируемый объект (первичные датчики) → БМ → Ethernet → БКС → Ethernet → АРМ; </li>
<li>БМ могут работать автономно в течение длительного периода времени (не менее 30 лет) при отключенном АРМе. При этом будут выполняться все функции по сбору, обработке и накоплению информации с контролируемого объекта; </li>
<li>базы данных АРМа за период времени отключения восстанавливаются с баз данных БМ автоматически; </li>
<li>операционная система и интерфейс оператора русифицированы; </li>
<li>система предоставляет возможность удалённого контроля и просмотра с оперативными данными и работы с базой данных стандартным браузером посредством встроенного Web-сервера; </li>
<li>система имеет возможность интеграции в АСУ ТП подстанции; </li>
<li>для защиты системы от несанкционированного доступа используется электронный ключ; </li>
<li>при изготовлении систем использованы высоконадёжные компоненты от ведущим мировых производителей.</li>
</ul>
<br />
<p>Одним из основных элементов системы мониторинга является датчики газо-влагосодержания. Рекомендация БПА - приборы Calisto, которые являются  воплощением 15-летнего опыта работы компании Morgan Schaffer Inc (Канада)  в сфере производства приборов непрерывного мониторинга и портативных анализаторов газа и новейших технологий измерений растворенного водорода, угарного газа и воды. </p>
<p>Предел чувствительности приборов Calisto позволяет получить такие точные результаты измерений, которые превосходят аналогичное оборудование в данной отрасли промышленности.</p>
<p><strong>Примеры реализованных проектов: </strong></p>

<p><strong>Поставка систем мониторинга SAFE-T  </strong></p>
<p>Система непрерывного контроля типа SAFE-T получила большое распространение в России, Казахстане и Украине. Полный референс внедрений представлен на сайте компании-разработчика – Энергоавтоматизация, г. Запорожье. (http://www.enera.com.ua/company/introduction/)</p>
<p>Типовая система SAFE-T построена по трех-уровневой схеме:</p>
<ul>
<li>Уровень I включает в себя исполнительные механизмы и первичные датчики, которые обеспечивают измерение и фиксирование параметров, характеризующих состояние объекта. Первичные датчики и измерительные системы должны иметь стандартный выход сигнала и интерфейс (RS232, RS485, Ethernet, 0(4)-20 mA, 0-10 В, Pt100). Перечень управляющих воздействий, измеряемых и контролируемых параметров, а также состав первичных датчиков и измерительных систем для конкретного объекта контроля определяется при разработки ТЗ и фиксируется в договоре. </li>
<li>Уровень II предназначен для сбора информации от первичных датчиков и включает блок мониторинга (БМ), который осуществляет реализацию локальных управляющих алгоритмов и информационный обмен с уровнем III (автоматизированным рабочим местом оператора), а также накопление и хранение данных от первичных датчиков на твердотельном диске. Весь комплекс технических средств уровня II, устанавливается в специальном шкафу, расположенном вблизи контролируемого объекта.</li>
<li>Уровень III включает в себя шкаф системный (ШС) с блоком концентрации сети  (БКС) и автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора. БКС обеспечивает информационную связь блока мониторинга с АРМ. АРМ осуществляет визуализацию состояния контролируемых и рассчитываемых параметров трансформаторного оборудования, отображение сигналов срабатывания аварийной и предупредительной сигнализации. АРМ обеспечивает накопление, хранение и обработку баз данных технического состояния трансформаторного оборудования</li>
</ul>

<br />
<p><strong>Функциональные возможности системы:</strong></p>
<ul>
<li>контроль электрических параметров (токи, напряжения, активные, реактивные мощности, cosФ) сторон ВН, СН, НН;</li>
<li>контроль качества изоляции вводов ВН, СН с регистрацией абсолютных значений тангенсаугла диэлектрических потерь, емкости изоляции и их изменений;</li>
<li>контроль характеристик и локации ЧР в узлах силового оборудования (прибор не входит в комплект поставки СНК);</li>
<li>контроль газо- и влагосодержания в трансформаторном масле (прибор не входит в комплект поставки СНК);</li>
<li>контроль температуры обмоток;</li>
<li>контроль температуры верхних слоев масла;</li>
<li>контроль температуры нижних слоев масла;</li>
<li>контроль эксплуатационного ресурса устройства регулирования под напряжением (РПН) в т.ч. продолжительность работы на текущей (каждой) отпайке, кол-во переключений общее, продолжительность переключения, регистрация отказов;</li>
<li>контроль эксплуатационного ресурса системы охлаждения;</li>
<li>контроль допустимых систематических и аварийных перегрузок;</li>
<li>контроль отработанного ресурса и прогнозирование срока эксплуатации трансформаторного оборудования на основе расчетных моделей в режиме реального времени, с выдачей рекомендаций по оптимизации режимов работы;</li>
<li>контроль срабатывания технологических защит;</li>
<li>вывод оперативной и архивной информации на дисплей автоматизированного рабочего места оператора (АРМ) с обеспечением возможность автоматической диагностики контролируемого силового оборудования подстанции с одного АРМ оператора;</li>
<li>формирование сигналов предупредительной и аварийной сигнализации по всем</li>
<li>контролируемым параметрам;</li>
<li>запись и хранение полученной информации в течении всего периода эксплуатации оборудования с автоматическим созданием резервного копирования данных технического состояния оборудования в процессе работы; база данных измеренных параметров формируется и хранится на твердотельном диске в контроллере блока мониторинга (БМ) с обеспечением сохранности информации непосредственно считанной с первичных датчиков сроком не менее 30 лет (требование Распоряжения №538р);</li>
<li>СНК обеспечивает автономный сбор, обработку и накопление измеренной информации;</li>
<li>любые отказы в системе мониторинга не приводят к выходу из строя первичных датчиков и измерительных систем (аналоговых и релейных), к потере информации с функционирующих устройств, а так же формированию ложных сигналов;</li>
<li>несанкционированное снятие первичного питания с СНК не приводит к потере накопленной информации;</li>
<li>автономная работа СНК в течение 60 мин при пропадании гарантированного питания (требование Распоряжения №538р);</li>
<li>самодиагностика СНК;</li>
<li>интеграция СНК в АСУ ТП (по протоколу ОРС или МЭК 60870-5-104);</li>
<li>удалённый просмотр оперативных и архивных данных через встроенный WEB-сервер.</li>
</ul>
<br />
<p>Перечень математических моделей и экспертных оценок, реализуемых типовой системой SAFE-T:</p>
<table>
<table class="dentaq">
 <tr>
  <th>Модель</th>
  <th>Описание</th>
 </tr>
 <tr>
  <td>Временные превышения напряжения на стороне ВН</td>
  <td>Анализ и регистрация в соответствии с требованиями ГОСТ 1516.3-96.</td>
 </tr>
<tr>
  <td>Мощность контролируемого оборудования</td>
  <td>Постоянный расчет активной и реактивной мощности, cosj по сторонам ВН, СН, НН</td>
 </tr>
<tr>
  <td>Температура наиболее нагретой точки обмотки</td>
  <td>Постоянный расчет температуры наиболее нагретой точки обмотки по данным температуры верхних слоев масла (измеренной датчиком) и нагрузки в соответствии МЭК 60076-7.</td>
 </tr>
<tr>
  <td>Содержание влаги в изоляции. Температура образования пузырьков пара</td>
  <td>Преобразование данных относительного влагосодержания масла в абсолютное. Расчет влагосодержания твердой изоляции в местах перегрева. Определение температуры закипания, запас по температуре
закипания.</td>
 </tr>
<tr>
  <td>Старение изоляции</td>
  <td>Расчет старения изоляции по температуре наиболее нагретой точки
обмотки и расчетному влагосодержанию твердой изоляции. Прогноз старения и общего износа. ГОСТ 14209-97 (МЭК 354-91), МЭК 60076-7.
</td>
 </tr>
<tr>
  <td>Состояние и эффективность системы охлаждения</td>
  <td>Расчет          температуры          верхних         слоев         масла          по
МЭК 60076-7 или ГОСТ 14209-97 и сравнение ее с фактической. Непрерывный контроль режима работы системы охлаждения (уровней охлаждения).
</td>
 </tr>
<tr>
  <td>Состояние устройства РПН</td>
  <td>Расчет перепада температур масла в основном баке и баке контактора РПН. Определение механического и электрического износа контактов.</td>
 </tr>
<tr>
  <td>Оценка состояния основной изоляции высоковольтных вводов ВН, СН</td>
  <td>Расчет   параметров   основной   изоляции   высоковольтных   вводов
(тангенс  угла  диэлектрических потерь,  емкость  и  их  изменения)  на основе данных от внешнего прибора контроля
</td>
 </tr>
<tr>
  <td>Нагрузочная способность трансформатора</td>
  <td>Расчет нагрузочной способности трансформатора по ГОСТ 14209-97 (МЭК 354-91) или МЭК 60076-7. Допустимые  величины и время перегрузки без ущерба для общего срока службы.</td>
 </tr>
<tr>
  <td>Характеристики ЧР</td>
  <td>Определение характеристик разрядной активности ЧР в АТ на основе данных от внешнего прибора контроля.</td>
 </tr>
<tr>
  <td>Комплексная оценка состояния оборудования в «текущий» момент эксплуатации</td>
  <td>Комплексная оценка технического состояния силового оборудования на
«текущий» момент эксплуатации в соответствии с распоряжением ОАО
«ФСК  ЕЭС»  от  02.08.2011  № 538р с  учетом  требований РД  34.45- 51.300-97.</td>
 </tr>
</table>
<br />


<p><strong>Техническое обслуживание и восстановление систем мониторинга мониторинга типа  SAFE-T (Энергоавтоматизация),  T-Monitor (АББ), </strong></p>
<p>Силами компании БПА выполнен комплекс работ по техническому обслуживанию и восстановлению систем мониторинга различных производителей(Энергоавтоматизация, АСУ-ВЭИ, АББ), установленных на подстанциях ФСК ЕЭС:</p>
<p><strong>МЭС Центра: </strong></p>
<ul>
	<li>Московское ПМЭС: СМ типа SAFE-T на ПС Бескудниково, ПС Чагино, ПС Западная</li>
	<li>Валдайское ПМЭС: СМ типа T-Monitor на ПС Калининская, СМ типа SAFE-T на ПС Бологое;</li>
	<li>Верхне-Донское ПМЭС: СМ типа СУМТО на ПС Северная, СМ типа SAFE-T на ПС Липецкая;</li>
	<li>Волго-Окское ПМЭС: СМ типа T-Monitor на ПС Звезда.</li>
</ul>
<br />
<p><strong>МЭС Северо-Запада:</strong></p>
<ul>
	<li>Ленинградское ПМЭС: СМ типа SAFE-T на ПС Ленинградская, СМ типа Hydran M2 на ПС Ржевская</li>
	<li>Новгородское ПМЭС: СМ типа СУМТО на ПС Новгородская, СМ типа СУМТО на ПС Юго-Западная, СМ типа SAFE-T на ПС Чудово, СМ типа SAFE-T на ПС Окуловская,</li>
	<li>Выборгское ПМЭС: СМ типа SAFE-T на ПС Каменногорская</li>
	<li>Брянское ПМЭС: СМ типа SAFE-T на ПС Талашкино </li>
	<li>Карельское ПМЭС: СМ типа T-Monitor на ПС Княжегубская, СМ типа Calisto на ПС Лоухи</li>
</ul>
<br />
<p><strong>МЭС Сибири:</strong></p>
<ul>
	<li>Омское ПМЭС: ПС Таврическая</li>
</ul>
<br />
<p><strong>МЭС Урала:</strong></p>
<ul>
	<li>Южно-Уральское ПМЭС: СМ типа Calisto на ПС Новометаллургическая</li>
</ul>
<br />
<p>Работы по восстановлению и обслуживанию СМ силового оборудования выполнялись в два этапа.</p>
<p><strong>Этап 1: </strong>Техническое обследование  СМ (инспекция), включая:</p>
<ul>
	<li>Определение текущего состояния эксплуатируемых СМ; </li>
	<li>Составление уточненной дефектной ведомости (ведомости объемов работ) с указанием видов производимых работ, физических объемов и коэффициентов на условия производства работ; </li>
	<li>Разработка плана-графика работ по восстановлению и техническому обслуживанию СМ;</li>
	<li>Согласование дефектной ведомости и план-графика работ с Заказчиком;</li>
	<li>Составление для каждой СМ локального сметного расчета по ее  восстановлению и техническому обслуживанию;</li>
</ul>
<br />
<p><strong>Этап 2: </strong>Восстановление и техническое обслуживание СМ, включая:</p>
<ul>
	<li>поставку оборудования, материалов и запасных частей, требуемых для производства работ. Стоимость оборудования, материалов и запасных частей должна быть определена в на Этапе 1 и зафиксирована в локальных сметных расчетах;</li>
	<li>восстановление и проведение технического обслуживания СМ, установленных на силовом оборудовании в объеме согласно п.5. и результатов инспекции СМ;</li>
	<li>Оформление документации по итогам выполнения работ: актов выполненных работ, протоколов испытаний.</li>
</ul>
Модель	Описание
Временные превышения напряжения на стороне ВН	Анализ и регистрация в соответствии с требованиями ГОСТ 1516.3-96.
Мощность контролируемого оборудования	Постоянный расчет активной и реактивной мощности, cosj по сторонам ВН, СН, НН
Температура наиболее нагретой точки обмотки	Постоянный расчет температуры наиболее нагретой точки обмотки по данным температуры верхних слоев масла (измеренной датчиком) и нагрузки в соответствии МЭК 60076-7.
Содержание влаги в изоляции. Температура образования пузырьков пара	Преобразование данных относительного влагосодержания масла в абсолютное. Расчет влагосодержания твердой изоляции в местах перегрева. Определение температуры закипания, запас по температуре закипания.
Старение изоляции	Расчет старения изоляции по температуре наиболее нагретой точки обмотки и расчетному влагосодержанию твердой изоляции. Прогноз старения и общего износа. ГОСТ 14209-97 (МЭК 354-91), МЭК 60076-7.
Состояние и эффективность системы охлаждения	Расчет температуры верхних слоев масла по МЭК 60076-7 или ГОСТ 14209-97 и сравнение ее с фактической. Непрерывный контроль режима работы системы охлаждения (уровней охлаждения).
Состояние устройства РПН	Расчет перепада температур масла в основном баке и баке контактора РПН. Определение механического и электрического износа контактов.
Оценка состояния основной изоляции высоковольтных вводов ВН, СН	Расчет параметров основной изоляции высоковольтных вводов (тангенс угла диэлектрических потерь, емкость и их изменения) на основе данных от внешнего прибора контроля
Нагрузочная способность трансформатора	Расчет нагрузочной способности трансформатора по ГОСТ 14209-97 (МЭК 354-91) или МЭК 60076-7. Допустимые величины и время перегрузки без ущерба для общего срока службы.
Характеристики ЧР	Определение характеристик разрядной активности ЧР в АТ на основе данных от внешнего прибора контроля.
Комплексная оценка состояния оборудования в «текущий» момент эксплуатации	Комплексная оценка технического состояния силового оборудования на «текущий» момент эксплуатации в соответствии с распоряжением ОАО «ФСК ЕЭС» от 02.08.2011 № 538р с учетом требований РД 34.45- 51.300-97.