Разработка системы мониторинга силовых трансформаторов

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………………………….4

СИСТЕМЫ НЕПРЕРЫВНОГО КОНТРОЛЯ КРУПНЫХ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ………………………………………………………………………..7

Выявление дефектов в трансформаторах при непрерывном контроле состояния…7

Высоковольтные вводы……………………………………………………………..7

Активная часть………………………………………………………………………8

Устройство регулирования напряжения под нагрузкой (РПН)………………...12

Устройство охлаждения…………………………………………………………...13

Требование к системе непрерывного контроля……………………………………...13

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ………………………………………………………………….15

Область применения, цель…………………………………………………………….15

Общие технические требования к установке………………………………………..15

Состав системы мониторинга силовых трансформаторов……………………..15

Требования к питающей сети…………………………………………………….16

Устойчивость установки к воздействию климатических факторов…………..16

Конструктивные особенности системы мониторинга силовых трансформаторов…………………………………………………………………..16

Требования к надежности…………………………………………………………16

РАЗРАБОТКА АППАРАРТНОЙ ЧАСТИ МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ……………………………………17

Разработка структурной схемы……………………………………………………….17

 Выбор аппаратных средств…………………………………………………………...18

Выбор описание микроконтроллеров…………………………………………….18

 Периферийный микроконтроллер……………………………………………….18

Центральный и тревожный микроконтроллеры…………………………………20

Выбор микросхем Flash-памяти, часов реального времени, индикатора и преобразователя интерфейса RS232 в оптоволоконный сигнал………………..23

Описание принипиальной схемы…………………………………………………….26

Периферийный микроконтроллер………………………………………………..26

Центральный микроконтроллер…………………………………………………..27

Модуль формирования интерфейса………………………………………………28

Модуль блока питания…………………………………………………………….29

РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА РАБОТЫ МИКРОРОЦЕССОРНОЙ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ…………………………………...31

Алгоритм работы периферийного микроконтроллера……………………………..31

Алгоритм работы центрального микроконтроллера………………………………..35

РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ………………………………………………………………………….38

Расчет и моделирование линии связи с интерфейсом………………………………38

Расчет диаметра контактной площадки……………………………………………...41

Расчет ширины печатного проводника………………………………………………42

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………………………43

Экономический анализ………………………………………………………………..43

Построения сетевого графика………………………………………………………...46

Расчет сетевого графика………………………………………………………………47

Выводы по экономической части…………………………………………………….51

ОХРАНА ТРУДА……………………………………………………………………………...52

Выявление воздействий на производственный персонал………………………….52

Характеристика воздействий …………………………………………………………52

Информационное воздействие………………………………………………………..56

Организация рабочего места оператора……………………………………………...58

Тепловое воздействие микроклимата………………………………………………...59

Электрическое воздействие…………………………………………………………...60

ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………………………….62

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……………………………………………...63




ВВЕДЕНИЕ



Силовые трансформаторы (рис.1) являются связующим звеном между электростанцией и электрическими сетями, в значительной мере определяющим надежность работы энергосистемы. Внезапный выход из строя блочного трансформатора причиняет особенно большой ущерб, так как при этом убытки связаны не только с необходимостью восстановления трансформатора, но и прежде всего, с перерывом в производстве электроэнергии генератором. Выход из строя трансформатора межсистемной связи, по крайней мере, временно, также приводит к нежелательному перерыву или ограничению режима сети. 





















Рисунок 1 - Силовой маслонаполненный трансформатор 



За рубежом особое внимание уделяется повышению надежности работы крупных сетевых трансформаторов также в связи с намечаемой глобализацией и изменением структуры рынка электроэнергии. Энергопредприятия готовятся к необходимости повышения эффективности работы в условиях конкурентной борьбы.

Расходы для энергокомпании могут составлять при аварии крупного трансформатора десятки миллионов долларов, поэтому естественно стремление защититься от внепланового его выхода из строя, выявлять развивающиеся в трансформаторе дефекты или опасные режимы работы до того, как они вызовут повреждение.

Для России техническая диагностика энергетического оборудования, в частности, мощных силовых трансформаторов, становится все более актуальной проблемой. Это продиктовано необходимостью продления срока службы и интервала безаварийной работы силовых трансформаторов. На протяжении последних лет в РАО «ЕЭС России» количество вновь вводимого электрооборудования неуклонно сокращается. Растет доля изношенного оборудования. В настоящее время срок эксплуатации около 40% трансформаторного парка превысил нормативно установленный. С увеличением сроков эксплуатации оборудования происходит дальнейшее ухудшение его технических показателей и возрастает риск выхода его из строя. Это, в свою очередь, снижает надежность как самого электрооборудования, так и энергосистемы в целом. По сути, износ оборудования электроэнергетического комплекса России является сегодня одной из ключевых проблем.

Анализ аварийности силовых трансформаторов высших классов напряжения показывает, что более 80% отказов связано не с выработкой физического ресурса, а в результате образования и развития различных дефектов.  По скорости развития эти дефекты могут быть разделены на три группы:

   - медленно  развивающиеся  дефекты,  с  временем  развития  измеряющимся годами – 40%;

   - быстро  развивающиеся  дефекты,  с  временем  развития  измеряющимся  месяцами – 40%;

   - внезапные отказы, с временем развития от нескольких долей секунд до нескольких часов – 20%;

Существующие системы периодического контроля, основанные на проведении регламентных работ по оценке состояния энергетического оборудования, позволяют выявлять лишь медленно развивающиеся дефекты в связи с тем, что минимальный период контроля не превышает 6 месяцев. Таким образом, широко используемые в настоящее время методы не позволяют вовремя выявлять до 60% дефектов, развивающихся в трансформаторе и оперативно реагировать на их появление. 

Мощным средством для решения этой проблемы является функциональная диагностика (мониторинг) состояния трансформаторов. Непрерывный контроль способствует также изменению стратегии периодически проводимых профилактических работ на более эффективную систему профилактики с мероприятиями, зависящими от состояния объекта.

Современные микропроцессорное оборудование и датчики позволяют создать недорогую систему, способную в режиме реального времени следить за состоянием какого-либо объекта, такого как, например, силовой трансформатор, с заданной периодичностью снимать показания о состоянии объекта, и вести архив изменений параметров данного объекта.  А вычислительные комплексы на основе персональных ЭВМ, используя данные, полученные микропроцессорной системой (МС) позволяют составлять прогноз работоспособности объекта мониторинга.

Естественно, оценка состояния может производиться как методами непрерывного контроля, так и обследованием трансформатора в отключенном состоянии. Обследования с отключением трансформатора от сети необходимы для уточнения диагноза, определения места дефектов и проведения профилактических ремонтных работ.

Данный дипломный проект будет посвящен разработке системы мониторинга силовых трансформаторов.




1. СИСТЕМЫ НЕПРЕРЫВНОГО КОНТРОЛЯ КРУПНЫХ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ



1.1 Выявление дефектов в трансформаторах при непрерывном контроле состояния



Простейшим устройством непрерывного контроля является газовое реле (реле Бухгольца). Хорошо известны многочисленные примеры, когда с его помощью выявляются дефекты на ранней стадии их развития, сопровождающиеся интенсивным выделением газов внутри трансформаторов. В этих случаях своевременное отключение трансформатора позволяет предотвратить развитие дефекта до повреждения и аварийный выход из строя. Однако оно не позволяет вести непрерывную оценку комплексного состояния трансформатора и его нагрузочной способности.

Наиболее часто в трансформаторе повреждается изоляционная система, подвергающаяся в работе тепловым, электрическим и механическим воздействиям. Остаточный срок службы трансформатора чаще всего определяется степенью деградации изоляции, нагрузкой и условиями работы обмоток. Контроль нагрузки и условий работы осуществляется измерением напряжений, токов и температуры. Оценка накопленного старения изоляции трансформатора требует данных о режимах последних 10-20 лет эксплуатации.

Для мониторинга в режиме реального времени может быть собрано множество различных параметров. Однако полный спектр данных используется редко. Поэтому сенсорная технология мониторинга должна быть отрегулирована и настроена в соответствии со специфическими требованиями для каждого трансформатора или трансформаторной группы в зависимости от срока эксплуатации трансформатора и его фактического состояния.  В этом разделе содержится описание датчиков, используемых для определения параметров работающего трансформатора.

Высоковольтные вводы. 

Мониторинг высоковольтных вводов  особенно важен для раннего обнаружения дефектов. Для расчета эффективной (активной) мощности трансформатора используется рабочее напряжение. Сравнивая результаты измерений напряжения, можно осуществлять мониторинг изоляции высоковольтных вводов. 

Рабочее напряжение (напряжение оперативного тока) и перенапряжения.

Превышенные значения  напряжения представляют собой серьезную опасность для изоляции обмотки трансформатора. Поэтому выявление и оценка этих кратковременных состояний очень важны. Максимальные значения напряжения могут быть обнаружены с помощью модуля пикового значения. Определив после перенапряжения с помощью датчика «газ-в-масле» объем ядовитых газов, растворенных в масле, можно сделать вывод относительно возможных повреждений бумажно-масляной изоляции активной части

Емкостной датчик разности напряжения используется для измерения рабочего напряжения и обнаружения перенапряжения. Он установлен на измерительном ответвлении (отводе) конденсаторного ввода. Этот датчик  подсоединен напрямую к ответвлению высоковольтного ввода. Кроме того, из сигнала, поступающего с датчика может быть выделен высокочастотный сигнал, находящийся в диапазоне  частоты от 2 до 20 МГц, свидетельствующий о наличии частичного разряда, с помощью которого может быть  выявлен дефект бумажно-масляной изоляции.

Токи нагрузки и сверхтоки.

Встроенные трансформаторы тока с высоковольтными вводами используются для обнаружения токов нагрузки силового трансформатора. Значение токов нагрузки используется при расчете мощности и использовании термической модели. Температуру в наиболее нагретой точке можно определить, зная токи нагрузки и температуру верхних слоев масла. 

Давление в маслонаполненных вводах.

При наличии  маслонаполненных вводов необходимо вести наблюдение за давлением масла наружной изоляции. Наблюдение осуществляется с помощью датчиков давления масла, которые могут быть установлены на индикаторе давления.

Активная часть

Температура масла.

Для измерения температур трансформатора можно использовать термометр сопротивления с трехкондукторным соединением РТ100. Температурный зонд может быть расположен в кармане термометра на верху бака. Зная максимальное значение  температуры масла можно сделать следующие расчеты: термический мониторинг (т.е. мигание аварийных сигналов в случае превышения температуры),  расчет температуры в наиболее нагретой точке, расчет перегрузочной способности.

Содержание газов, растворенных в масле (газ-в-масле). 

Одним из методов функциональной диагностики является непрерывное измерение концентрации растворенных в масле газов с помощью твердотельных сенсоров.

Основными газовыми компонентами, выделяющимися в масляную среду трансформатора, являются: водород (Н2); углеводороды: метан (СН4), ацетилен (С2Н2), этилен (С2Н4), этан (С2Н6); кислород (О2); оксиды углерода (СО И СО2); азот (N2). Согласно известным по /32/ данным, состав газа связан с появлением определенного вида дефекта (табл. 1).

Таблица 1 - Зависимость характеристики дефекта от состава газовой компоненты

Состав растворенных 

в масле газов.

Вероятные причины

 появления газов.

СО, СО2

Трансформатор перегружен; высокая влажность масла; термический дефект, затрагивающий твердую изоляцию.

Н2, СН4

Частичные разряды в масле

Н2, СН4,  С2Н2, С2Н4, СО2

( Н2  и С2Н2 – основные газы) 

Дуговой разряд высокой энергии, вызывающий разложение масла.

Н2, СН4,  С2Н2, С2Н4, С2Н6, СО  и СО2 ( Н2  и С2Н2 – основные газы)

Высокотемпературное дугообразование, затрагивающее твердую изоляцию.

С2Н6, СН4, СО2, СО и  Н2

( СО2 и  С2Н6 – основные газы)

Термический дефект, затрагивающий твердую изоляцию (температура в зоне нагрева до 300?С) 

Для  определения  параметра  «газ-в-масле»  чаще  всего  используется  датчик Hydran 201i канадской фирмы Syprotec (рис. 1.1.2.1).





















Рисунок 1.1.2.1 - Датчик Hydran 201i фирмы Syprotec.



Этот  датчик  определяет  составное  значение  газов  в  единицах  ppm  (Н2  (100%), СО (18%) , СО2, (8%), С2Н4 (1,5%)). Принцип действия датчика Hydran основывается на тепловыделяющем элементе и газопроницаемой мембране. 

Так как водород – основной газ, вызывающий проблемы в активной части, то увеличение выходного сигнала датчика является показателем неисправностей, таких как, например частичные разряды или термическая перегрузка.

Количество вредных газов, растворенных в трансформаторном масле, является таким образом измерителем (показателем) старения изоляции трансформатора. Оценка данного показателя и зависимости от температуры масла и тока нагрузки обеспечивает надежную основу для продолжительной эксплуатации трансформатора. В случае, если содержание газа в масле увеличивается, необходимо немедленно провести автономный анализ газа, определить концентрацию других компонентов, растворенных в масле, с целью устранения причины неисправности.

Влага в масле.

Процесс старения бумажно-масляной изоляции сопровождается образованием воды.  Непосредственное определение количества влаги в твердой изоляции работающего трансформатора недоступно, поэтому при непрерывном контроле определяют увлажненность масла, а о количестве влаги в твердой изоляции судят косвенным способом: по равновесному влагосодержанию в системе масло/картон. Кроме того, появление влаги в масле может быть вызвано изменением температуры трансформатора либо проникновением через вентиляционную систему или уплотнения трансформаторных вводов. Для датчиков влаги в масле используют чувствительный полупроводниковый элемент. 

В качестве датчиков содержания влаги в трансформаторном масле могут быть использованы емкостный тонкопленочный  датчик  Vaisala HPM228  или  датчик AQUAOIL 300 фирмы Syprotec с влагопроницаемой мембраной (рис.1.1.2.2).





















Рисунок 1.1.2.2 - Датчик AQUAOIL 300 фирмы Syprotec.



Датчик AQUAOIL 300 имеет так же серьезное преимущество перед другими подобными датчиками, так как  позволяет определять не только содержание влаги в масле, но и температуру этого масла с точностью до 0,3?С.

Количество газа в реле Бухгольца.

Когда предел поглощения превышается, газы, образующиеся в трансформаторе и не растворенные в масле, собираются через реле Бухгольца. Это, однако, не отражает степень образования газа (генерации), а только момент, когда достигается предельное значение. Скорость временной генерации может быть измерена посредством высокочувствительного электронного датчика с высокой временной разрешающей способностью.  Для определения количества газа используется датчик на основе ультразвукового сенсора. Этот датчик привинчен болтами к реле Бухгольца. Полный объем принимающего контейнера невелик, поэтому защитная функция реле Бухгольца не ослабляется ни при каких условиях.

Температура в наиболее нагретой точке.

Для определения старения изоляции важнейшим параметром является температура наиболее нагретых точек Тннт. Непосредственное определение Тннт затруднительно и обычно применяется ее аппроксимация по температуре верхних слоев масла с учетом кратности тока нагрузки, как это рекомендует руководство МЭК (IEC) 354-91 по определению нагрузочной способности трансформаторов. Принимается обычно, что относительное тепловое старение удваивается при увеличении температуры на каждые 6°С. На базе этого расчета и определяется возможная перегрузка трансформатора. Однако, как показывает практика, такой расчет не дает правильных результатов для трансформаторов мощностью более 100 MB-А с форсированными системами масляного охлаждения. В последнее время предпринимаются попытки уточнить эту закономерность.

Возможность непосредственного определения температуры наиболее нагретых точек также существует. Для этого применяются оптоволоконные датчики, вводимые внутрь обмотки. Однако установка такого датчика на старый трансформатор, не имеющий для этого необходимых конструктивных особенностей, очень затруднена. Поэтому использование таких датчиков целесообразно лишь для непрерывного контроля перегревов особо ответственных трансформаторов большой мощности.

Расчет перегрузочной способности.

Перегрузки трансформатора могут допускаться в случае критических условий в электрической сети. Необычная тяжелая нагрузка может вызвать высокие температуры в обмотке с высокой скоростью старения изоляционной бумаги. Однако допускать возникновение такого состояния на короткий промежуток времени может быть предпочтительнее, чем другие альтернативы. Цель расчета перегрузочной способности – предотвратить изменение скорости термического старения во время работы трансформатора с уровнем нагрузки, превышающем номинальное значение, указанное на фирменной табличке.

Устройство регулирования напряжения под нагрузкой (РПН)

Положение устройства РПН.

Фиксирование данных о положении регулятора под нагрузкой и о рабочем токе помогают определить количество коммутационных операций регулятора и общий ток нагрузки во время коммутации. Это очень важный параметр, потому что износ контактов устройства РПН зависит от общего тока нагрузки во время коммутации. Если превышается предельное значение, установленное в соответствии с инструкцией по эксплуатации и обслуживанию, должно появляться тревожное  сообщение. Кроме того, могут рассчитываться частота коммутаций и продолжительность отдельных положений.

Потребление электроэнергии моторным приводом.

Для измерения энергии, потребляемой моторным приводом регулятора напряжения под нагрузкой (РПН), используется активный датчик мощности.

Так как в случае выхода из строя регулятора напряжения под нагрузкой трансформатору может быть причинён серьёзный вред, мониторинг этого элемента, подвержённого большим электрическим и механическим нагрузкам, представляет большую важность. Статистика свидетельствует о том, что регулятор напряжения под нагрузкой оказывается причиной выхода трансформатора из строя в 40% случаев. Что бы иметь возможность получать информацию о механическом состоянии регулятора, фиксируется энергия, потребляемая приводом регулятора напряжения.  Во время коммутации регулятора записываются и сохраняются также токи нагрузки трансформатора. В случае сбоя во время регулирования напряжения значение токов нагрузки представляет собой особую важность для выявления причин сбоя.

Разница температур масла.

Для определения температуры регулятора напряжения под нагрузкой  используется термометр сопротивления РТ100 с трехкондукторным соединением. Температура масла в устройстве РПН и главном баке свидетельствует о серьёзности износа контактов переключения отводов трансформатора под нагрузкой. Измерение температуры масла регулятора напряжения под нагрузкой и знание максимального значения температуры масла в трансформаторе позволяют исследовать разницу температур между главным баком и отделением регулятора напряжения под нагрузкой. Повышение температуры в отделении РПН может быть вызвано ненормальными условиями, такими как образованию электрической дуги на контактах, несовпадение контактов, неплотно соединенные оконечные нагрузки, ток при заторможенном роторе внутренних моторов регулятора напряжения и перегрузка контактов.

1.1.4 Устройство охлаждения

Режим работы насосов и вентиляторов.

Дополнительные контакты соответствующих силовых реле для работающего оборудования используются для определения рабочего состояния насосов и вентиляторов охладителя. Фиксируя рабочее состояние насосов и вентиляторов, можно установить рабочее время отдельных элементов и реализовать техническое обслуживание в соответствии с состоянием аппаратов.

Температура масла на входе и выходе из охладителей (радиаторов).

Для определения температуры охладителей (радиаторов) используется термометр сопротивления РТ 100 с трехкондукторным соединением. В охладителе фиксируется не только коммутационное состояние масляных насосов и вентиляторов, но и значение температур. С этой целью измеряется температура  масла на входе и выходе, и, исходя из значений температур, составляются  выборочные отчёты о состоянии всей системы охлаждения. Имея значения температур, можно рассчитать мощность охлаждения, что в свою очередь являются показателем эффективности охладителей.

Температура воздуха, входящего и выходящего из охладителей (радиаторов).

Для определения температуры воздуха охладителей  (радиаторов) используется термометр сопротивления РТ 100 с трехкондукторным соединением. С помощью этого показателя и с определения температуры масла в охладителях можно ещё более точно определить эффективность охладителей. Используя «интеллектуальный» блок управления (контроллер), можно рассчитать энергию, потребляемую охладителями, и уменьшить утечку энергии.

Температура окружающей среды.

Для определения температур трансформатора используется термометр сопротивления РТ 100 с трехкондукторным соединением. Для трансформаторов, охлаждаемых  воздухом, мониторинг системы охлаждения может быть сделан только том случае, если известна температура окружающего воздуха.

Требования к системе непрерывного контроля

Система непрерывного контроля состояния трансформатора должна охватывать параметры, изменение которых сигнализирует о развитии возможно большего числа дефектов. Результаты измерений, позволяющие выявить развивающиеся дефекты, отображаются в удобном для использования виде и сохраняются для возможности сравнения и выявления тенденций изменения по времени. Кроме непосредственно измеряемых данных, в систему вводятся сведения о предыдущих условиях эксплуатации. Данные непрерывного контроля являются оперативной базой для постановки диагноза, но учет прошлых режимов работы и ранее измеренных величин позволяет полнее оценить общее состояние трансформатора, прогнозировать процесс его ухудшения.

Система непрерывного контроля трансформатора должна быть рассчитана на работу с высокой надежностью в течение срока, сопоставимого с продолжительностью службы трансформатора, которая равна 30 годам и более. Наличие системы не должно снижать надежности работы оборудования.

Должно быть разумное соотношение между стоимостью монтажа и эксплуатации и пользой от системы контроля. Система должна быть удобной для использования, давать достаточную информацию об остаточном сроке службы трансформатора, что позволит перейти к системе профилактики по состоянию и помочь в устранении неплановых выходов из работы.

Для выявления быстроразвивающихся дефектов контроль должен производиться без отключения трансформатора от сети.

Дополнительные требования к системе непрерывного контроля:

- должна быть возможность расширения системы на контроль всего оборудования подстанции, ее комбинаций с другими системами (например, релейной защитой);

- алгоритм диагностики в системе должен быть легко расширяем, учитывая быстрый прогресс в разработках датчиков и математического обеспечения, возможные изменения на подстанции;

- хранение данных должно быть в виде, удобном пользователю, данные должны быть доступны за несколько лет;

- система может быть поставлена как на новое оборудование, так и на уже работающее, должна быть гибкой для возможных изменений по желанию заказчика.

Одна из наиболее сложных для эффективной работы системы непрерывного контроля трансформатора задач - использование современной стратегии передачи данных.




2. ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ



2.1 Область применения, цель



Разрабатываемая система мониторинга силовых трансформаторов предназначена для сбора и обработки сигналов от датчиков, расположенных на объекте мониторинга,  для передачи сигналов тревоги на внешние устройства оповещения при выходе какого-либо параметра контроля за пределы нормы, архивации полученных результатов измерений как минимум за последние три года, а так же имеет возможность передавать полученную информацию в удаленный персональный компьютер по оптоволоконной линии. Система  рассчитана на круглосуточный режим работы для мониторинга силового трансформатора Подужемской ГЭС.

Целью разработки является создание системы, которая способна обеспечить непрерывное наблюдение за параметрами мощного силового трансформатора.

Техническое описание датчиков, устанавливаемых на трансформатор. Технические условия эксплуатации силовых маслонаполненных трансформаторов. Перечень наиболее опасных и часто встречающихся повреждений силовых маслонаполненных трансформаторов.



2.2 Общие технические требования к установке



Устройство должно выполнять следующие функции:

		принимать сигналы с аналоговых датчиков различных величин;

		преобразовывать принятые сигналы в цифровую форму с разрядностью, не хуже 10 бит;

		производить первичную обработку полученных результатов;

		выдавать тревожный и информационный сигнал, если параметр вышел за установленные границы или в совокупности результаты измерений говорят о начале негативного процесса;

		вести учет и архивирование полученных данных в энергонезависимой памяти как минимум за последние 10 лет;

		при наличии линии связи передавать полученные результаты в удаленную ЭВМ;

		при отсутствии линии связи иметь порт для считывания архива.

2.2.1 Состав системы мониторинга силовых трансформаторов

		функционально разделенные микроконтроллеры, получающие сигналы с датчиков и осуществляющие определение контролируемых параметров в пределах указанных зон, ведение архива данных, передачу данных для комплексной обработки. 

		центральный микроконтроллер, осуществляющий синхронную работу периферийных контроллеров, анализ полученных данных в совокупности, при наличии линий связи осуществляющий передачу поступающей информации в удаленную ЭВМ;

		микроконтроллер тревоги, осуществляющий индикацию возникших тревожных событий;

		автономный источник питания для каждого микроконтроллера, обеспечивающий его работу при отсутствии сетевого питания в течении как минимум двух суток;

2.2.2 Требования к питающей сети

Сеть однофазная, переменного тока,  напряжением 220В с допустимым отклонением от  10 % от номинального значения и с частотой 50 Гц.

2.2.3 Устойчивость установки к воздействию климатических факторов

температура окружающей среды от -30ОС до 40ОС;

относительная влажность воздуха   35…85 %;

атмосферное давление от 600…800 мм рт. ст.

2.2.4 Конструктивные особенности системы мониторинга силовых трансформаторов

Система мониторинга силовых трансформаторов является распределенной системой, поэтому каждый микроконтроллер устанавливается вблизи своих датчиков в корпусе, обеспечивающим максимальную защиту от электромагнитных помех и влияния атмосферных явлений. Обмен информацией осуществляется по витой паре интерфейсом RS485.

2.2.5 Требования к надёжности

Срок службы не менее 30-50 лет.

Интенсивность отказов: устройство должно быть безотказным.  

              





3. РАЗРАБОТКА АППАРАТНОЙ ЧАСТИ МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 



3.1 Разработка структурной схемы



На основании технического задания (раздел 2) и анализе требований к системе непрерывного контроля (раздел 1.2.), с учетом важности наблюдения за тем или иным параметром строится структурная схема системы мониторинга силовых трансформаторов. 

Наиболее важными контролируемыми параметрами определены:

- содержание растворенных в трансформаторном масле газов;

- содержание влаги в трансформаторном масле;   

- температура масла активной зоны;

- давление в высоковольтных вводах;

- рабочее напряжение и перенапряжение;

- рабочий ток и сверхтоки;

- температура окружающей среды.

Исходя из того, что все датчики расположены в разных местах целесообразным будет включить в систему несколько микроконтроллеров, каждый из которых будет анализировать свой параметр (группу параметров) и вести архив по данным параметрам, а так же необходимы один микроконтроллер для координации работы всей системы и один микроконтроллер для управления системой тревожного оповещения.

С учетом вышеперечисленного в состав структурной схемы, представленной на листе 1 графического материала, входят:

5 периферийных контроллеров, каждый из которых содержит:

- собственно микроконтроллер оснащенный портом USB и блоком АЦП;

- блок памяти типа Flash;

- два блока формирования интерфейса RS485 с узлами оптической развязки;

- блок индикации;

- блок клавиатуры;

2.  центральный микроконтроллер, состоящий из

      - микроконтроллера с портом интерфейса RS232;

      - микросхемы реального времени;

      - двух блоков формирования интерфейса RS485 с узлами оптической развязки;

      - блока клавиатуры;

      - блока индикации; 

3. микроконтроллер тревоги, оснащенный:

      - двумя блоками формирования интерфейса RS485 с узлами оптической развязки;

      - блоком клавиатуры;

      - блоком индикации (включая и тревожную индикацию);

4. два преобразователя сигнала интерфейса RS232 в оптоволоконный сигнал, реализующие обмен информацией между центральным микроконтроллером и удаленной ЭВМ, осуществляющей основную функцию по анализу собранных данных;

5. две линии связи интерфейса RS485, благодаря чему реализуется защита от высокого уровня электромагнитных помех, резервирование линий связи и возможность отправки сигнала от периферийного микроконтроллера на центральный и тревожный микроконтроллеры одновременно.

Функции периферийных микроконтроллеров распределены следующим образом:

- первый микроконтроллер ведет анализ содержания газов, растворенных в масле активной зоны (данные поступают с датчика HYDRAN 200i)

- второй микроконтроллер анализирует увлажненность трансформаторного масла и его температуру (при помощи датчика AQUAOIL 300)

- третий микроконтроллер следит за давлением в высоковольтных вводах

- четвертый микроконтроллер осуществляет мониторинг рабочего напряжения и тока

 - пятый микроконтроллер определяет температуру окружающей среды.



3.2 Выбор аппаратных средств



3.2.1 Выбор и описание микроконтроллеров

3.2.1.1 Периферийный микроконтроллер

Главными условиями выбора периферийного микроконтроллера являются наличие встроенного порта USB, а так же блока АЦП с возможно большей разрядностью и количеством каналов и наличие как минимум двух дополнительных восьмиразрядных портов ввода/вывода.

После анализа и сравнения между собой имеющиеся в настоящее время микроконтроллеров  выбор был сделан в пользу микроконтроллера C8051F320 от  Silicon Laboratories. На рисунке 3.2.1.1.1 представлена внутренняя функциональная структура данного микроконтроллера.



Рисунок 3.2.1.1.1  - Внутренняя функциональная схема микроконтроллера  C8051F320.



Данный микроконтроллер имеет в своем составе:

- внутреннее оригинальное ядро CIP-51, выполненное по конвейерному типу, имеющее 109 инструкций (26 инструкций выполняются за 1 период, 50 – за два периода, 26 – за три периода, 6 – за четыре-пять периодов, 1 – за 8 периодов тактовой частоты), и по мнемонике, и по кодам полностью совместимые с инструкциями стандартного микроконтроллера i8051. Предельная тактовая частота работы ядра 25 МГц  /24/;

- основная оперативная память объемом 256 байт плюс дополнительная оперативная память объемом 1 килобайт;

- Flash-память программ/данных объемом 16 килобайт;

- подсистема сброса с монитором питания и аппаратным охранным таймером WDT. Время срабатывания WDT устанавливается программно однократно после сброса от 1 до 500 мс;

- внутренний тактовый генератор с частотой 12 МГц и цепи для подключения внешнего генератора;

- специальную шину SFR, через которую к ядру подключается цифровая периферия;

- четыре таймера (три  первых полностью совместимы с таймерами стандартного i8051-микроконтроллера);

- модуль высокоскоростного последовательного асинхронного интерфейса UART;

- модуль интерфейса SMBus, совместимый с интерфейсом I2C;

- модуль интерфейса SPI;

- модуль интерфейса USB 2.0 с буферной памятью объемом 1 килобайт, работающий как на частоте 1,5 Мбод так и на частоте 12 Мбод, использующий для своей работы встроенный тактовый генератор;

- 25 однобайтных линий ввода/вывода с наличием на каждой «слабой подтяжки», представляющей собой сопротивление примерно 100 кОм, соединенное с питанием. Эта «подтяжка» может включатся/выключаться программно. Кроме того, порты могут работать в обычном ключевом режиме или в режиме с открытым истоком. Порты обеспечивают мощный втекающий/вытекающий ток до 25 мА;

- все линии портов мультиплексируются коммутатором ресурсов Crossbar к входам/выходам другой цифровой периферии;

- 10-разрядный АЦП с частотой 200 киловыборок в секунду, вход которого соединен с аналоговым мультиплексором AMUX, позволяющим коммутировать вход АЦП на 17 линий ввода/вывода. АЦП может работать как от внутреннего, так и от внешнего источника опорного напряжения;

- два аналоговых компаратора;

- встроенный датчик температуры с точностью 3?С;

-встроенный регулятор питающего напряжения, преобразующий напряжение питания 5В в необходимые для работы 2,4В;

Данный микроконтроллер может работать в диапазоне температур от - 40?С

до +85?С.  Выпускается в корпусах LQFP32 и MLP32.

3.2.1.2 Центральный и тревожный микроконтроллеры

Критерием выбора центрального и тревожного микроконтроллеров было наличие как минимум 32 программируемых линий  ввода/вывода. Данному условию удовлетворяет микроконтроллер ATmega32 фирмы Atmel. На рисунке 3.2.1.2.1 представлена его внутренняя функциональная структура.

Данный микроконтроллер содержит:

- внутреннее 8-битное ядро с архитектурой RISC,  имеющее 131 инструкцию, большая часть которых выполняется за один период тактовой частоты и 32 восьмиразрядных главных регистра. Предельная тактовая частота работы 16 МГц;

- 32 килобайта Flash-памяти;

- 1 килобайт EEPROM-памяти плюс 2 килобайта SRAM.......................