Особенности алгоритма
В системе ДИАГНОСТИКА эта методика реализована на основе принципов нечеткой математики [Л.4]. Такой подход существенно повышает вероятность получения конечного результата, что в условиях нечеткости и неполноты входной информации приобретает первостепенное значение.
База знаний содержит множество правил, каждое из которых характеризуется коэффициентом доверия. Основу базы знаний составляют рекомендации из [Л.3], кроме того сюда входят и правила, внесенные разработчиками системы после длительных консультаций с экспертами. Следует отметить, что база знаний может постоянно пополняться новыми правилами.
Коэффициент доверия правила зависит от определенности параметров входящих в него. Если один или несколько параметров не определены, то коэффициент доверия правила снижается, что отражается на влиянии данного правила на конечный результат.
Например, полный объем информации в систему поступает, когда известны концентрации всех семи газов. Однако, наряду с числовым значением для любого из газов возможны следующие случаи:
· газ полностью отсутствует;
· имеется небольшое количество газа (следы);
· наличие или отсутствие газа не определено.
Последний случай и является причиной изменения коэффициента доверия правил, в которые входит соответствующий газ.
Разработанный алгоритм позволяет получать диагноз даже в случаях, когда хотя бы один газ достоверно зафиксирован, а относительно остальных не имеется четкой информации. Естественно, что вероятность совпадения прогнозируемого и фактического дефектов в этих случаях снижается.
В процессе диагностики при наличии нескольких замеров последовательно подключаются новые правила и проводится постепенное уточнение дефектов. Принято, что трансформатор имеет дефект при превы–шении концентрации хотя бы одного газа граничного значения.
Каждый трансформатор при обнаружении в нем дефекта ставится под контроль. Первое обнаружение дефекта фиксируется в “истории жизни” трансформатора. Обычно этот факт не сопровождается глубоким и всесторонним его исследованием, т.к. делается поправка на возможность занесения ошибочных данных. Для уточнения ситуации предлагается повторить анализ через пять дней. Положительный исход очередного анализа (т. е. отсутствие дефекта) у контролируемого трансформатора приведет к пометке в “истории жизни” о нормализации процессов, в нем происходящих, и трансформатор автоматически снимается с контроля.
При вторичном обнаружении дефекта ставится предварительный диагноз из набора (табл.2.2).
Таблица 2. 2
N | Вид дефекта |
Старение масла | |
Частичные разряды с низкой плотностью энергии | |
Частичные разряды с высокой плотностью энергии | |
Разряды малой мощности | |
Разряды большой мощности | |
Термический дефект низкой температуры | |
Термический дефект в диапазоне низких температур | |
Термический эффект в диапазоне средних температур | |
Термический дефект высокой температуры |
В дальнейшем характер дефекта уточняется (табл. 2.3. ).
Таблица 2. 3
N | Вид дефекта |
Перегрев токоведущих частей или элементов конструкции остова | |
Перегрев элементов конструкции остова | |
Перегрев твердой изоляции | |
Электрические разряды в твердой изоляции (рис.2.1) | |
Частичные разряды в масле | |
Искровой и дуговой разряд в масле | |
Дефект в системе охлаждения | |
Старение масла | |
Дефект в переключающем устройстве |
Выбор конечной альтернативы из табл. 2.2 и табл. 2.3. производится на основе максимального значения коэффициента доверия, соответствующего этой альтернативе.
Наряду с прогнозированием дефекта формируются мероприятия по дальнейшему техническому обслуживанию трансформатора.
Рис. 2. 1.Ползущий разрядв электрокартоне |
При этом очень тщательно анализируется технология развития дефекта, которая характеризуется следующими признаками, принимающими значения 0 или 1:
· наличие дефекта в трансформаторе на момент анализа - р1 (0 - нет превышения граничных концентраций, 1 - превышение имеет место);
· скорость нарастания концентрации хотя бы одного газа более 10 % в месяц - р2 (0 - скорость нарастания газов не превышает 10 %, 1 - скорость выше 10 %);
· количество раз обнаружений дефектов (подряд) в данном трансформаторе - р3 (0 - количество раз обнаружений дефектов меньше или равно 2, 1 - количество раз обнаружений дефектов больше 2);
· количество раз обнаружения нарастания концентрации (подряд) хотя бы одного газа более 10 % в месяц - р4 (0 - количество раз обнаружения нарастания концентрации меньше или равно 2, 1 - больше 2 раз);
· ускорение нарастания газов (наращивается в случае увеличения скорости нарастания газов каждого последующего замера) - р5 (0 - количество прогрессирующих нарастаний меньше или равно 1, 1 - количество прогрессирующих нарастаний больше 1);
· наличие факторов, способствующих увеличению концентрации газов - р6 (0 - фактор имеет место, 1 - фактор отсутствует);
· наличие факторов, способствующих уменьшению концентрации газов - р7 (0 - фактор имеет место, 1 - фактор отсутствует);
· наличие ацетилена в качестве основного газа в последней пробе масла - р8 (0 - ацетилен не является основным газом, 1 - ацетилен - основной газ);
· наличие окиси или двуокиси углерода в последней пробе масла - р9 (0 - в пробе эти газы отсутствуют , 1 - хотя бы один газ имеет место).
Необходимо отметить, что при обнаружении дефекта и отсутствии скорости нарастания газа (концентрации уменьшились), счетчик p3 не наращивается, т.к. считается, что превышение концентраций - проявление прошлого обнаружения дефекта.
Возможные рекомендации системы приведены в табл. 2.4.
Таблица 2. 4
N | Рекомендация |
Немедленный вывод трансформатора из работы | |
Планировать вывод трансформатора из работы | |
Проводить учащенный контроль по АРГ | |
Проверить состояние сорбента в воздухоочистителе | |
Проверить состояние маслонасоса | |
Проверить возможность перетока (отобрать одновременно пробы из бака трансформатора и бака переключателей) | |
Провести дегазацию масла | |
Поставить в известность соответствующее подразделение предприятия | |
Проанализировать условия предшествующей эксплуатации | |
Снять с учащенного контроля по АРГ | |
Проводить контроль по АРГ с нормальной периодичностью | |
Сравнить с концентрациями в подобных трансформаторах | |
Сообщить на завод-изготовитель | |
Трансформатор поставлен под контроль | |
Измерить омическое сопротивление обмоток | |
Провести анализ с помощью инфракрасной техники | |
Измерить потери холостого хода | |
Провести химический анализ масла | |
Измерить tg d и комплексной проводимости изоляции | |
Измерить сопротивления короткого замыкания | |
Измерить tg d масла | |
Провести электрические измерения частичных разрядов | |
Провести акустические измерения частичных разрядов | |
Измерить сопротивление изоляции | |
Провести визуальный контроль | |
Отобрать пробы масла из баков контактора и трансформатора |
Связь между признаками, характеризующими дефект и процесс его развития с одной стороны и набором рекомендаций по его уточнению и локализации последствий проявления дефекта с другой, приведена в табл. 2.5.
Таблица 2. 5
Набор признаков | Набор рекомендаций | |||||||||||||
Р1 | P2 | P3 | P4 | P5 | P6 | P7 | P8 | P9 | С1 | С2 | С3 | С4 | С5 | С6 |
Содержание табл. 2.5 уточняется по мере накопления статистических данных, получаемых из разных энергосистем.
Поскольку АРГ не дает полной гарантии вида дефекта и практически не предоставляет информацию о его местоположении, необходимо задействовать другие виды испытаний. Рекомендации на приоритетное проведение конкретных испытаний даются на основе результатов АРГ (табл.11.1 ).
Дата добавления: 2015-09-25; просмотров: 728;