Содержание к диссертации
Введение
1 Состояние проблемы, постановка цели и задач исследования 12
1.1 Состояние парка трансформаторного оборудования и система контроля его состояния 12
1.2 Причины возникновения дефектов на объектах диагностирования 20
1.3 Анализ методов диагностирования СЭО 21
1.4 Комплексное диагностическое обследование трансформатора 36
1.5 Выводы по главе 40
2 Определение комплекса методов диагностирования сэо способом экспертных оценок 43
2.1 Классификация методов экспертных оценок 43
2.2 Методы обработки экспертных оценок 46
2.3 Определение методов рабочего диагностирования для рассмотрения способом парных сравнений 47
2.4 Алгоритм работы экспертов при оценке методов и средств диагностирования силовых трансформаторов 49
2.5 Описание работы программы 52
2.6 Анализ методов и средств рабочего (оперативного) диагностирования по критерию достоверности технического диагноза 57
2.7 Анализ экспертных оценок по критерию возможности автоматизации процесса диагностирования 60
2.8 Анализ экспертных оценок по критерию стоимости процесса диагностирования 63
Выводы по главе 64
3 Практическая реализация технического средства диагностирования 69
3.1 Синтез метода диагностирования трансформатора 69
3.2 Диагностическая модель и алгоритмы диагностирования
трансформатора 75
3.2.1 Построение и анализ диагностической модели трансформатора 75
3.2.2 Построение алгоритмов диагностирования трансформатора 78
3.2.3 Построение алгоритма определения работоспособности трансформатора79
3.2.4 Построение алгоритма поиска теплового дефекта 82
3.2.5 Определение термина «алгоритм процесса диагностирования» и его построение для трансформатора 85
3.3 Обоснование разработки ТСД, адаптированного к ОД 89
3.4 Внешние факторы и обоснование измерительных датчиков в составе СЭО 92
Выводы по главе 99
4 Анализ систем телемеханики для рабочего (оперативного) диагностирования трансформатора ... 100
4.1 Краткое описание систем телемеханики 101
4.2 Алгоритм работы экспертов при оценке телемеханических систем 107
4.3 Реализация процедуры анализа данных опроса экспертов 110
4.4 Эксперты и определение коэффициента их компетентности 112
4.5 Определение достоверности результатов исследований 116
Выводы по главе 117
Заключение 118
Список литературы 123
Приложения 133
1 Бланк опроса экспертов по методам и техническим средствам рабочего
диагностирования силовых трансформаторов 133
2 Бланк опроса экспертов по системам телемеханики 134
3 Внешний вид АКП «УКТУС» 135
4 Итоговая оценка в бальном выражении и в виде графика по анализу методов и средств рабочего диагностирования 136
5 Окно Excel для обработки оценок экспертов по системам телемеханики 137
6 Текст программы обработки результатов экспертов 138
7 Список экспертов по методам и средствам диагностирования 145
8 Список экспертов по системам телемеханики 146
9 Оценки экспертов по достоверности технического диагноза 147
10 Оценки экспертов по возможности автоматизации 153
11 Оценки экспертов по стоимости процесса диагностирования 159
12 Перечень нормативно-технической документации для предварительного
ознакомления экспертов при выполнении ими оценки методов и средств
диагностирования силовых трансформаторов и телемеханических систем... 164
13 Оценки экспертов по системам телемеханики 167
- Состояние парка трансформаторного оборудования и система контроля его состояния
- Определение методов рабочего диагностирования для рассмотрения способом парных сравнений
- Синтез метода диагностирования трансформатора
- Алгоритм работы экспертов при оценке телемеханических систем
Введение к работе
Техническое состояние системы электроснабжения контролируется большим количеством методов и средств технической диагностики. Например, комплексная оценка состояния маслонаполненных трансформаторов, автотрансформаторов, высоковольтных вводов и реакторного оборудования основывается на оценке свыше пятидесяти различных показателей. Это связано с большими издержками производства и перебоями в электроснабжении. В то же время по различным данным свыше семидесяти процентов электрооборудования выработала свой проектный ресурс или подходит к этому пределу. Продление срока службы достигается методами и средствами технической диагностики. Разработано большое количество таких методов и средств. Использование всего многообразия диагностических методов и диагностического оборудования влечет значительные финансовые затраты, сопоставимые по стоимости с заменой электрооборудования. По принятой в литературе классификации методы диагностирования разделяются на тестовые и рабочие.
В диссертационной работе проведен научный анализ эффективности использования основных методов и средств технической диагностики, используемых для определения состояния маслонаполненных электроаппаратов при их рабочем диагностировании. Посредством экспертных оценок определены критерии для выбора их использования. Также для трансформаторов типа ТРДЦН разработаны алгоритмы диагностирования, процесса диагностирования и даны рекомендации к использованию конкретной системы телемеханики для индикаторного рабочего метода диагностирования по измерению температуры масла.
Актуальность проблемы
Обеспечение надежной . работы энергетической системы России, бесперебойное снабжение потребителей невозможно без комплексного подхода к вопросам производства, передачи и потребления электрической энергии [1].
Немаловажная роль в обеспечении надежной работы всей энергосистемы принадлежит МНЭА [2].
По прогнозам экспертов мощность, отработавшего свой ресурс оборудования, возрастет и достигнет к 2010 году - 40-45%. По АО «ТАТЭНЕРГО» нормативный срок отработали 53%> трансформаторов на электростанциях и 32% в электрических сетях, по АО «МАРИЭНЕРГО» -56% трансформаторов.
В этих условиях, для обеспечения требуемого уровня надежности,
особенно актуальной задачей становится диагностирование
эксплуатируемого оборудования.
Традиционная система диагностирования создавалась с расчетом на оборудование с достаточным ресурсом и мало эффективна для электроаппаратов, выработавших свой ресурс. Возникла необходимость в применении новых, более совершенных методов диагностирования и в новых подходах к системе диагностики в целом [4]. Также возникла необходимость в переходе от планово-периодической системы определения состояния электрической изоляции МНЭА в ИЛ предприятий энергетики к научно-обоснованному (по анализируемым показателям) диагностированию, непосредственно в работающих устройствах [5].
Адекватное, в режиме реального времени, реагирование на причины возможных отказов электрооборудования невозможно без постоянного автоматизированного их диагностирования. Появление и быстрое развитие микропроцессорной техники позволяет принципиально по новому подойти к процессу диагностирования МНЭА в целом и к разработке и изготовлению
ТСД в частности. Комплексный подход к оценке состояния электрической изоляции маслонаполненных трансформаторов и автотрансформаторов опирается на 53 показателя [6,7], которые рекомендованы к применению, для обеспечения объективности их диагностирования. Методы измерения контролируемых показателей отличаются широким разнообразием. Они могут быть как довольно простыми, так и трудновыполнимыми. Кроме этого стоимость работы по проведению комплексного диагностирования МНЭА довольно высокая. В этих условиях, особенно актуальным и очевидным становится вопрос о необходимости научного обоснования проведения, рекомендуемых в [6,7], работ. В сложившейся практике обследования работающих трансформаторов нет универсального метода для определения его работоспособного состояния. Метода, который бы отвечал требованиям: экономичности, быстроты, достоверности, возможности автоматизации, обследованию оборудования без отключения. Задачей исследования является выявление совокупности способов диагностики обеспечивающих названные условия.
В данной диссертационной работе на основе метода парных сравнений проведен анализ методов и средств диагностирования маслонаполненных электроаппаратов по критерию возможности их использования для автоматизированного рабочего диагностирования трансформатора. Известно, что поддержание работоспособного состояния электрооборудования возможно при использовании методов и средств технического диагностирования. Однако их использование сопряжено с материальными и финансовыми затратами. Определение допустимости продления срока службы электрооборудования с использованием тех или иных методов и средств диагностирования, или замена отработавшего свой ресурс оборудования является важной научно-технической задачей. От ее решения напрямую зависят финансовые (прибыль, рентабельность) показатели любого предприятия.
/
Это возможно если использовать научный подход к решению задачи. Необходимо исследовать методы диагностики МНЭА которые позволяют их проводить на работающем оборудовании. Из этого количества выявить методы которые повторяют измерения какой-либо величины, например измерение влажности трансформаторного масла (9 методов). Далее необходимо определить решающие факторы влияющие на определение комплекса методов.
На основе вышеизложенного, во второй части диссертационной работы
на примере трансформатора ТРДЦН 63000/220 определена структура
технического средства рабочего диагностирования МНЭА. Для ОАО
«МАРИЭНЕРГО» с использованием метода парных сравнений определена
предпочтительная система телемеханики для автоматизированного
диагностирования трансформаторов.
Научная новизна работы
1.Выявлены факторы, определены критерии и на основе экспертных оценок определен комплекс методов и техническое средство для рабочего диагностирования силовых маслонаполненных трансформаторов на основе индикаторного метода по измерению температуры масла.
2.Разработан алгоритм определения работоспособности трансформатора.
3.Построен алгоритм поиска зон тепловых дефектов внутри корпуса трансформатора.
4.Разработаны алгоритмы диагностирования и процесса диагностирования трансформатора.
/
Практическая ценность работы
1.В результате анализа схемы диагностирования изоляции МНЭА, используемой в настоящее время на предприятиях энергетики, выявлены ее недостатки, имеющие неполную достоверность выдаваемого технического диагноза. Предложена новая, измененная и дополненная схема диагностирования, в которой устранены имеющиеся недостатки.
2.Разработан автоматизированный прибор для измерения Т и Gv, работающий непосредственно на МНЭА во время его эксплуатации.
3.Разработан лабораторный макет прибора для измерения количества водорода и влаги в емкости над исследуемой жидкостью.
4.Предложен новый способ определения координат (зон) теплового дефекта в баке МНЭА, основанный на измерении значения Т на входах САЦ и анализе физической или расчетной модели гидравлической г системы электроаппарата. Разработан алгоритм поиска координат тепловых дефектов.
Достоверность
Достоверность полученных результатов основана на использовании данных многолетнего опыта эксплуатации и диагностики силовых трансформаторов, имеющихся у выбранных экспертов, на опыте работы соискателя в области электрооборудования подстанций.
Защищаемые положения
1 .Использование способа экспертных оценок для определения комплекса методов технических средств обеспечивающих достоверность технического диагноза, возможность автоматизации диагностирования и экономичность.
2.Алгоритм определения работоспособности силового трансформатора .
Алгоритм поиска зон тепловых дефектов в корпусе силового :i
трансформатора. Алгоритмы диагностирования и процесса диагностирования s
трансформатора.
3. Результаты исследований по определению системы телемеханики для рабочего диагностирования трансформатора.
Апробация работы
Результаты работы, полученные в ходе проведения научных исследований и выводы, сделанные на их основе, в течение ряда лет докладывались на следующих научно-технических конференциях:
- в 1997 г. на научно-практической юбилейной конференции МарГУ,
Йошкар-Ола.
- в 1998, 2000, 2002, 2006 г. - на XV - XXIII международной
межвузовской школе-семинаре «Методы и средства технической
диагностики». Йошкар-Ола.
на научно- технической конференции МГТУГА, Москва, 2000г.
на ежегодных научно-технических конференциях по итогам научно-исследовательских работ преподавателей МарГУ, Йошкар-Ола, 2002 - 2005г.
Публиковались в журнале «Проблемы энергетики» №№ 5-6, 7-8 за 2001 г., №1-2 за 2006 г.
- в 2007г на IX Симпозиуме «Электротехника 2030» Московская область
сборник тезисов «Перспективные технологии электроэнергетики».
По результатам диссертационной работы опубликовано 10 печатных работ.
/
Состояние парка трансформаторного оборудования и система контроля его состояния
К трансформаторному оборудованию относятся трансформаторы, автотрансформаторы и шунтирующие реакторы. В настоящее время причинами, вызывающими старение парка трансформаторов, согласно приведенным в [2] данным являются:
1. Снижение расходов на эксплуатацию парка оборудования, в связи с развитием свободного рынка, которое приводит к развитию конкурентной борьбы, что в свою очередь вызывает стремление повысить -прибыль и рентабельность.
2.Снижение капитальных вложений в обновление парка оборудования и стремление увеличить длительность эксплуатации функционирующего.
3.Повышение требований к качеству и надежности электроснабжения потребителей.
Одним из главных путей поддержания эксплуатационной надежности в таких условиях является рабочее (оперативное) диагностирование и вывод электрооборудования на профилактику по фактическому его состоянию.
В связи с этим необходимо определить факторы определяющие выбор методов. Решающими факторами здесь могут быть: - определение состояния трансформатора без его отключения от сети; - экономичность; - время обследования и заключение об его состоянии; - достоверность; - возможность автоматизации.
В свою очередь 1-й фактор позволяет энергетическим предприятиям не перегружать свои электрические сети (т.к. оставшаяся нагрузка ложится на резервные линии) и не перегружать оставшиеся в работе трансформаторы. Отключение мощного трансформатора на подстанции является ненормальным режимом и длительный перерыв отрицательно сказывается на надежности электроснабжения прилегающего района. В случае возникновении аварии на двухтрансформаторной подстанции на 2-м трансформаторе при отключении 1-го последствия могут оказаться тяжелыми не только для района, но и для региона в целом.
2-й фактор выступает определяющим с экономической точки зрения. На практике при сравнении вариантов в качестве показателя сравнительной экономической эффективности наиболее часто используют приведенные затраты. Приведенные затраты 3 (руб/год) представляют собой сумму текущих затрат (годовых издержек на эксплуатацию, руб/год) и капитальных вложений К (руб.) на строительство и реконструкцию по рассматриваемому варианту, приведенных к одинаковой размерности при помощи нормативного коэффициента Ен (1 /год): 3=Е„К + И
Техническая диагностика выгодна в том случае, если не используется дорогое оборудование, вычислительная техника, отсутствуют командировочные и транспортные расходы для привлеченных специалистов. Полное обследование трансформатора (53 показателя) по [12] проводят только специализированные организации стоимость работ которых очень высока и не все энергосистемы могут позволить себе их проводить.
Неполный объем исследования проводится силами лаборатории энергопредприятия, используется имеющаяся техника и оборудование, привлекается свой персонал.
3-й фактор позволяет в сравнительно короткое время дать заключение о состоянии трансформатора и его дальнейшей эксплуатации. Полное выполнение диагностического обследования только одного трансформатора по существующим методикам [12] может занять более шести календарных месяцев.
4-й фактор может быть учтен при участии в обследовании экспертов. Эксперты это опытные и квалифицированные специалисты-энергетики, проработавшие много лет на различных должностях в службах и в лабораториях, а также научные работники, занимающиеся исследованием трансформаторов. Решение экспертов будет иметь рекомендательный характер для предотвращения возможных дефектов и повреждений. Этот фактор позволит принять в конечном итоге правильное совместное решение (предприятиями энергетики и экспертами) для дальнейшей эксплуатации того или иного трансформатора. Эксперты сами по себе независимы, работают инкогнито, оценка у них более объективна, в отличие от обслуживающего персонала заинтересованного (получение денежных премий, служебном росте). Коллективное мнение экспертов исключает появление ошибочных предварительных заключений местных служб энергетических предприятий. Все это в целом увеличивает достоверность принятия решения.
5-й фактор нацелен на автоматизацию процесса принятия решения по совокупности мнений экспертов. Решение экспертов напрямую зависит от подготовительной работы энергетического предприятия, которое предоставляет информацию для них. В частности это могут быть: паспортные данные оборудования, данные измерений и испытаний, данные о ремонтах, данные оперативного журнала.
Анализ отказов и технических нарушений трансформаторов РАО «ЕЭС России» показал, что наиболее частыми повреждениями силовых трансформаторов являлись[2]: - в обмотках: выгорание витков вследствие длительных коротких замыканий (КЗ) на стороне НН, приводящих к разрушению изоляции; - деформация при КЗ из-за недостаточной динамической стойкости, приводящие также к разрушению изоляции;
Определение методов рабочего диагностирования для рассмотрения способом парных сравнений
Алгоритм работы экспертов при оценке методов и средств диагностирования силовых трансформаторов представлен в виде последовательности их действий после получении задачи, для решения которой они привлечены. Данный алгоритм разработан в обеспечение организационно-технических мероприятий при поиске экспертами приемлемых рабочих (оперативных) методов диагностирования в эксплуатирующих СЭО организациях. Форма принятия специалистом решения выглядит как трехступенчатая мо дель: Подготовка Решение Реализация
На первой стадии - это переработка значительного количества информации. Обработка информации базируется на знании процесса в форме данных и моделей в виде правил и (или) уравнений [78-81]. Способы теоретического и экспериментального анализа процесса дают знания с незначительными эвристическими элементами. Знания эксперта, накопленные в процессе опыта и выделенные путем опроса или наблюдения, в большей степени основываются на эвристических элементах. Принципы и методы выделения знаний экспертов представлены в работе [98]. Последовательность действий экспертов, в виде алгоритма их работы, приведена на рис. 2.1
1 .Ознакомиться с состоянием проблемы, основной поставленной целью и начальными условиями задачи.
2.Освежить знания по способам решения трудноформализуемых задач. Для этого ознакомиться с литературными источниками №1 - 4, приведенными в приложении №12 . Перейти на другую страницу Продолжение. Начало на предыдущей странице I
3.Рассмотреть технические данные, литературную оценку сравниваемых методов и средств диагностирования силовых трансформаторов, согласно приведенных в приложении №1 наименований сравниваемых методов по руководящим материалам и литературным источникам (Прил. №12 п. №4 - 20). При этом особое внимание уделить на порядок проведения диагностических работ, использование руководящих документов, наличие расходных материалов, достоверность получаемого технического диагноза, возможность автоматизации метода, стоимость процесса диагностирования, уровень сложности методики и его слабые стороны, фактический объем отказов СЭО по рассматриваемому направлению и т.д.
0знакомиться с бланком опроса экспертов, правилами выставления оценок. Если эксперт для выставления оценок использует компьютер, то он предварительно должен ознакомиться с описанием работы программы и порядком ее использования.
Программа «Эксперт» написана группой авторов (Венедиктов СВ., Макаров В.В., Карчин В.В.) по инициативе автора диссертации специально для данной работы и предназначена для экспертной оценки методов рабочего (оперативного) диагностирования СЭО и основана на способе парных сравнений. Эксперт сравнивает попарно 25 методов или средств рабочего (оперативного) диагностирования СЭО. Существует три вида оценок: «лучше», «хуже», «одинаковы». Результаты в числовом виде заносятся в таблицу, так называемую матрицу оценок. Матрица оценок является двухмерной матрицей вида Xi с ячейками типа «А-В». X является буквенным обозначением столбца матрицы-таблицы, і - цифровое обозначение строки таблицы; А и В - номера сравниваемых объектов.
В строках матрицы записывается тот объект, что сравнивается, в столбцах - с чем сравнивается.
В ячейки записаны результаты парных сравнений объектов в численном виде. Результат может принимать значения: 2 - лучше или больше, 1 равно или одинаковы и 0 - хуже или меньше. Ячейка вида "В-А" является зеркальным отображением ячейки "А-В" и ее значение определяется по формуле "2-("А-В")". Так например, формула -2-R29" считает значение ячейки "16-14", где R29 - адрес ячейки "14-16". Значение расположенных по диагонали матрицы ячеек с адресами "А-А" и "В-В" всегда одинаково и не оказывает влияние на результат сравнений. В данном случае значения этих ячеек приняты равными нулю. Также цифровое значение этих ячеек может отсутствовать.
На развернутом листе экрана ниже матрицы расположены ячейки с надписью сумма. В ячейках или полях "Сумма" суммируются числовые значения ячеек в каждой строке по формулам вида: -СУММ (С18:АА18)". Это обозначает, что согласно записанной формулы суммируются все столбцы с "С" по "АА" в 18-й строке.
В итоге, после проведенной вычислительной процедуры, получили рейтинг всех объектов, согласованных с мнением эксперта. После этого каждая ячейка поля "Сумма" умножается на цифровое значение компетентности эксперта. Полу ченные ответы записываются в поле оценка по формуле вида "=G44 I3". В формуле значение G44 является адресом ячейки из поля "Сумма". Этот адрес указывает на формулу "=СУММ(С20:АА20)". Таким образом адрес G44 указывает на 5-й объект. Адрес 13 указывает ячейку, в которую занесено значение коэффициента компетентности.
Далее стандартными средствами программы "Exel" создается диаграмма по значениям строки "Оценка". Формула для создания диаграммы, записанная в виде: "=РЯД(;; Эксперт Г!$С$46:$АА$46;1)" означает, что взят ряд ячеек в строке "46", начиная столбцом "С" и заканчивая столбцом "АА", т.е. с ячейки С46 по ячейку АА46 включительно по горизонтали.
Значения ячеек в этой строке будут отмечены точками. Далее через эти точки пройдет график. Применительно к построенному графику программа "Exel" автоматически проставит номер объекта с 1 по 25, по горизонтали, а по вертикали -значения в баллах.
Аналогично приведенной выше по тексту процедуры заполняются данные остальных экспертов.
При заполнении ячейки В9, где записываются фамилия, имя и отчество эксперта по формуле "=ЕСЛИ(ЕПУСТО(В9);0;1)" заполняется ячейка G1 с данным о наличии эксперта. Если имя введено, то в ячейку с адресом G1 ставится цифра 1. Если фамилия эксперта отсутствует, то запись в ячейке G1 не ставится. Это сделано для автоматического подсчета участвующих в работе экспертов.
Количество баллов, набранное каждым средством диагностирования, определяет его рейтинг для данного эксперта. Умножив полученное число на степень компетентности эксперта, получим абсолютный рейтинг, на основании которого и строится оценочный график, представленный на рис. 2.2.
Синтез метода диагностирования трансформатора
Для определенного метода диагностирования СЭО рассмотрим порядок построения диагностической модели, алгоритмов диагностирования и процесса диагностирования на примере трансформатора ТРДЦН 63000/220, который в своем составе имеет пять САЦ [86 - 88].
На рис. 3.11 представлен вид трансформатора сверху при снятой крышке. Видны бак трансформатора - (поз.1), катушки фаз А, В, С - (поз.2), САЦ1...САЦ5 - (поз.З), магнитопровод - (поз.4). Также можно выделить локальные, для течения ЖД, зоны I - V в которых потоки масла замыкаются на свои САЦ. САЦ1 - САЦ4 являются системой охлаждения трансформатора, из которых постоянно работают САЦ1 - САЦЗ. САЦ4 включается в работу при достижении температуры масла определенного предела. САЦ5 является системой регенерации ЖД. Взаимное тепловое влияние локальных зон составляет незначительную величину. Это происходит посредством теплопроводности и конвекцией. Проведенный эксперимент по определению скорости теплового потока показывает, что его величина меньше скорости течения ЖД за счет нагнетания насосов САЦ. Прикидочный расчет теплопередачи за счет теплопроводности вдоль магнитопровода и провода обмотки показывает, что она является величиной несущественной. По литературным источникам в балансе тепловой энергии трансформатора теплопередача теплопроводностью составляет примерно один процент. На основании эксперимента, практических расчетов и теоретических сведений можно утверждать, что СЭО состоит из суммы отдельных структурных единиц (СЕ).
САЦ На рис. 3.12 видно, что любая из пяти СЕ трансформатора с внешней средой связана только единственным выходом через соответствующую САЦ. Во время функционирования СЭО работоспособность любой СЕ1...СЕ5 определяет работоспособность всего объекта в целом. При возникновении теплового дефекта в любой СЕ она теряет работоспособность. Это влечет потерю работоспособности всего трансформатора. На этом основании можно построить диагностические модели СЭО. На рис. 3.13 — 3.16 представлены четыре такие диагностические модели.
На представленных рисунках все диагностические модели имеют один вход и один выход. Диагностирование трансформатора с использованием построенных диагностических моделей молено осуществлять с помощью аппарата определения работоспособности дискретных объектов. В этом случае работоспособное состояние СЕ будет иметь значение - 1, неработоспособное состояние СЕ - значение 0.
Алгоритмом диагностирования согласно [5] называется последовательность проверок. При наличии нескольких диагностических признаков проверка начинается с наиболее значимого признака. Далее последовательно проверяются признаки в сторону уменьшения их значимости. Проверки заканчиваются в случае достижения необходимой глубины поиска дефекта.
В настоящей работе диагностирование трансформатора осуществляется по одному диагностическому признаку. В этом случае последовательность проверок можно определить по анализу объема локальной зоны, охватываемой той или иной САЦ. На рис.3.11 бак трансформатора разделен на пять таких участков. В сторону убывания объемов локальных зон можно записать следующую последовательность номеров САЦ: 1, 3, 2 = 4, 5. Найденная последовательность номеров САЦ и будет алгоритмом диагностирования трансформатора по разработанному методу. Число проверок в этом случае равняется количеству одновременно функционирующих на СЭО САЦ.
Стыковка алгоритма диагностирования и диагностических моделей, представленных на рис.3.14 - 3.17 происходит путем исключения проверки, номер САЦ которой на ДМ отсутствует.
Алгоритм определения работоспособности трансформатора приведен на рис. 3.18.
После начала работы алгоритма вводятся допустимое значение максимального значения температуры ЖД Ттах, Тбаз и параметр к - счетчик, определяющий периодичность диагностирования СЭО. Далее последовательно производится измерение значения температур Т& . Где і = 1...5 — число, указывающее на количество и последовательность измерений определяемого параметра на к - ом шаге опроса датчиков. На следующем шаге работы алгоритма проверяется условие Ти Tmax. Если условие выполняется, то по алгоритму определяется диагноз «Авария», печатаются ее данные и проверяется условие необходимости дальнейшего диагностирования. Если условие Ту Tmax не выполняется то алгоритм переходит к определению работоспособности трансформатора по одному из двух способов.
Алгоритм работы экспертов при оценке телемеханических систем
Ниже приведено описание основных систем телемеханики, которые используются в энергетике.
Комплекс устройств телемеханики ТМ-512 Комплекс ТМ -512 предназначен для передачи информации на различных ступенях диспетчерского управления. Он обеспечивает передачу с контролируемого пункта на пункт управления информации телеизмерений, телесигналов, а также ее воспроизведение и ввод в ЭВМ. Для телеизмерений используются датчики с унифицированным выходным сигналом постоянного тока от 0 до 5 мА или от минус 5 до плюс 5 мА. Для телесигналов используются датчики с одним замыкающим или размыкающим контактом.
Комплекс предназначен для работы по дуплексным каналам связи, организованным с помощью уплотнения проводных линий и радиолиний.
Элементная база— интегральные микросхемы серий К178, К168, К140. Конструктивно комплекс выполнен на базе унифицированных типовых конструкций. Основная погрешность тракта телеизмерений ± 0,6% при цифровом воспроизведении и ± 1%. Телемеханический терминал SMART-КП Телемеханический терминал SMART-КП строится на базе масштабируемой линейки контроллеров SMART, IUC-9300 и VME-9300 германской фирмы PEP Modular Computers.
Информационная емкость и производительность системы на основе SMART-КП может изменяться за счет использования процессорных блоков с большей производительностью и емкостью каналов УСО (по возрастающей — SMART, IUC-9300, VME-9300).
В основе базового программного обеспечения SMART-КП лежит ОС РВ OS-9, которая является одной из ведущих операционных систем для промышленного применения. Она обладает всеми необходимыми качествами для решения самых разнообразных задач автоматизации: гарантированную реакцию на программные или аппаратные прерывания, абсолютное время реакции на события соответствует требованиям "жесткого" реального времени, многозадачность и механизмы синхронизации процессов, надежную файловую структуру, развитую сетевую поддержку и т.д.
SMART-КП выполняет следующие основные функции: Сбор информации о состоянии двухпозиционных объектов (ТС); Сбор информации о текущих значениях параметров (ТИТ); Сбор информации с температурных датчиков (термопары, термосопротивления); SMART-КП поддерживает основные используемые протоколы телемеханики (RPT-80, ТМ-512, УТК-1, УТМ-7, ГРАНИТ, МЭК870-5-101) а также протоколы стандартных промышленных сетей (MODBUS, PROFIBUS, CAN).
Автоматизированные рабочие места оперативного персонала строятся на базе IBM-совместимых персональных компьютеров и программных продуктов для визуализации, входящих в пакет FactorySuite 2000 фирмы Wonderware (США).
Рассмотренный комплекс программных и технических средств прошел межведомственные испытания на техническом полигоне ЗАО "РТСофт". В настоящее время комплекс находится в различных стадиях внедрения на следующих энергообъектах:
Каширская ГРЭС-4; ТЭЦ-22 АО "Мосэнерго"; ТЭЦ-11 АО "Мосэнерго". Комплекс устройств телемеханики «Телеканал-М2» Комплекс устройств телемеханики "Телеканал-М2" предназначен для сбора и передачи дискретной и аналоговой информации, приема и исполнения дискретных и аналоговых команд управления и регулирования в системах телемеханики (устройство КП), автоматизированных системах контроля (контроллер АСУ ТП), учета электроэнергии (УСПД АСКУЭ) и других информационно-измерительных системах.
Комплекс "Телеканал-М2" используется для организации многоуровневых разветвленных систем телемеханики с радиальной, магистральной, цепочечной, древовидной или комбинированной структурой, а также для интеграции в существующие системы телемеханики в качестве альтернативы устройствам КП типа МКТ-2, МКТ-3, ТМ-120, ТМ-512, УВТК-УН и др.
Комплекс "Телеканал-М2" имеет модульную конструкцию, обеспечивающую максимальную гибкость конфигурирования под конкретную задачу объекта. Отдельное устройство комплекса "Телеканал-М2" представляет собой набор модулей, помещенных в общий корпус. Корпус устройства "Телеканал-М2" имеет размер 483x55x112 мм.
Сопряжение комплекса "Телеканал-М2" с другими устройствами может быть выполнено по стандартам интерфейсов RS-232, RS-485 и Ethernet, атак х е с использованием импульсных телеметрических выходов этих устройств. В ОАО «Мариэнерго» реализована работа комплекса "Телеканал-М2" с рядом устройств, перечень которых представлен в таблице 4.1
