автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Комплекс методов определения работоспособности силовых трансформаторов без отключения с использованием экспертных оценок

На правах рукописи

Карчин Виктор Васильевич

КОМПЛЕКС МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ БЕЗ ОТКЛЮЧЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭКСПЕРТНЫХ ОЦЕНОК

05.09 03 - «Электротехнические комплексы и системы»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ООЗ 16924^

Казань 2008

003169243

Работа выполнена на кафедре «Энергообеспечение предприятий» Марийского государственного технического университета

Научный руководитель кандидат технических наук, доцент

Венедиктов Сергей Васильевич

Официальные оппоненты доктор физико-математических наук, профессор Козлов Владимир Константинович

кандидат технических наук Немтарев Владимир Иванович

Ведущая организация Инженерный центр

«ЭНЕРГОПРОГРЕСС», г Казань

Защита состоится 23 мая 2008 г в 10м в совете Д 212 082 04 в Малом зале заседаний ученого совета, корпуса В, Казанского государственного энергетического университета (430066, г Казань, ул Красносельская д 51, КГЭУ)

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим высылать по указанному адресу на имя ученого секретаря диссертационного совета

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке КГЭУ

Автореферат разослан «22 » апреля 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат педагогических наук, доцент

Щб-

^ тв Лопухова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

По данным генеральной инспекции по эксплуатации электрических сетей и систем РАО ЕЭС России доля отработавшего свой первоначальный ресурс силового электрооборудования (СЭО) составляет 32% В ближайшие пять лет это количество увеличится на 18% среди блочных и на 20% -сетевых трансформаторов Известно также, что если удельный отказ изношенных трансформаторов достигает 3% в год, то их дальнейшая эксплуатация становится экономически невыгодной Далее под СЭО будем подразумевать силовые трансформаторы и автотрансформаторы 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 актуальным становится диагностирование эксплуатируемого оборудования

Традиционная система диагностирования создавалась с расчетом на оборудование с достаточным ресурсом и мало эффективна для СЭО, выработавшего свой ресурс Возникла необходимость в применении новых, более совершенных методов диагностирования и в новых подходах к системе диагностики в целом Также возникла необходимость в переходе от планово-периодической (нормативно установленных сроков ремонта оборудования) системы определения состояния электрической изоляции СЭО в ИЛ (измерительных лабораториях) предприятий энергетики к научно-обоснованному (по анализируемым показателям) диагностированию, те к ремонту в зависимости от его технического состояния

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 СЭО в целом и к разработке и изготовлению ТСД (технического средства диагностирования) в частноста Комплексный подход к оценке состояния электрической изоляции маслонаполненных трансформаторов и автотрансформаторов опирается на 53 метода диагностики, которые рекомендованы к применению, для обеспечения объективности их данных Методы измерения контролируемых показателей отличаются широким разнообразием Они могут быть как довольно простыми, так и трудновыполнимыми Кроме этого стоимость работы по проведению диагностирования СЭО довольно высокая В этих условиях, особенно актуальным и очевидным становится вопрос о необходимости научного обоснования проведения диагностических работ В данной диссертационной работе на основе метода парных сравнений проведен анализ методов и средств диагностиройания СЭО по критерию возможности

их использования для автоматизированного рабочего (оперативного) диагностирования трансформатора Использование методов и средств технического диагностирования сопряжено с материальными затратами У энергетических предприятий существуют трудности по поиску источников финансирования Определение допустимости продления срока службы электрооборудования на основании результатов диагностирования или решение о замене отработавшего свой ресурс оборудования являются важными научно-техническими задачами От их решения напрямую зависят финансовые (рентабельность, прибыль) показатели любого предприятия

На основе вышеизложенного, во второй части диссертационной работы на примере трансформатора ТРДЦН 63000/220 определена структура технического средства для его рабочего (оперативного) диагностирования Для ОАО «МАРИЭНЕРГО» с использованием метода парных сравнений определена ' предпочтительная система телемеханики для автоматизированного диагностирования трансформаторов

Цель исследований:

Основной целью диссертационной работы является снижение эксплуатационных затрат за счет научно обоснованного выбора комплекса рабочих (оперативных) методов и средств диагностирования силовых трансформаторов с использованием экспертных оценок

Задачи:

1 Провести сравнительную оценку методов и технических средств рабочего (оперативного) диагностирования силовых трансформаторов и автотрансформаторов по следующим критериям определения состояния без его отключения от сети, экономичности, времени обследования и заключения об его состоянии, достоверности технического диагноза, возможности автоматизации процесса диагностирования

2 Выбрать способ учета приведенных критериев при использовании метода экспертных оценок

3 Используя метод экспертных оценок определить комплекс методов и технических средств рабочего (оперативного) диагностирования СЭО, в соответствии с перечисленными критериями

4 Рассмотреть один из методов диагностики согласно цели исследования.

5 Исследовать эффективность выбранного метода для эксплуатации Применить метод экспертных оценок для выбора технического средства ди агностирования

Научная новизна работы

1 Выявлены факторы, определяющие цену технического диагноза, определены критерии работоспособности технических средств диагностирования и на основе экспертных оценок определен комплекс методов для рабочего (операторного) диагностирования силовых маслонаполненных трансформаторов

2 Разработан частный алгоритм определения работоспособности трансформатора

3 Построен частный алгоритм поиска зон тепловых дефектов внутри корпуса трансформатора

4 Разработаны алгоритмы диагностирования и процесса диагностирования трансформатора на основе индикаторного метода по измерению температуры масла

Практическая ценность работы

1 На основании экспертных оценок определен комплекс методов рабочего (оперативного) диагностирования силовых маслонаполненных трансформаторов

2 Построен алгоритм поиска зон тепловых дефектов внутри корпуса трансформатора, основанный на индикаторном методе измерения температуры масла на входе в систему активной циркуляции (САЦ) жидкого диэлектрика

3 Предложен новый способ определения координат (зон) теплового дефекта в баке СЭО, основанный на измерении значения температуры на входах САЦ и анализе физической, или расчетной модели гидравлической системы трансформатора Разработан алгоритм поиска зон 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 определения состояния электрооборудования подстанций '

Защищаемые положения 1

1 Использование способа экспертных оценок для определения комплекса методов и технических средств диагностирования трансформаторов, обеспечивающих достоверность технического диагноза, возможность автоматизации процесса диагностирования и экономичность

2 Частный алгоритм определения работоспособности силового трансформатора Частный алгоритм поиска зон тепловых дефектов в корпусе силового трансформатора Алгоритмы диагностирования и процесса диагностирования трансформатора

3 Результаты исследований по выбору 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, 2003 - 2005 г на научно-практических конференциях 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

Публиковались в журнале «Проблемы энергетики» №№ 5-6, 7-8, за

2001, №1-2, за 2006

- в 2007г на IX Симпозиуме «Электротехника 2030» Московская область Сборник тезисов «Перспективные технологии электроэнергетики»

Публикации

По результатам диссертационной работы опубликовано 10 печатных

работ

Структура работы

Диссертация содержит введение, четыре главы, заключение, список литературы и приложения Объем 132 страницы, содержит 29 рисунков и графиков, 18 таблиц Список использованных источников включает 99 наименований Приложения содержат 40 страниц

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Диссертационная работа начинается с содержания, перечня условных обозначений и сокращений

Во введении определена актуальность проблемы, показана научная новизна диссертационной работы, обозначена ее практическая ценность, даны защищаемые положения и приведены сведения об апробации результатов

В первой главе «СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ, ПОСТАНОВКА ЦЕЛИ И ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ» проведен анализ причин возникновения дефектов на объектах диагностирования, рассмотрены основные методы диагностирования и поставлены цели и задачи исследования

После проведенного анализа методов и средств диагностирования СЭО сделаны следующие выводы

1 Отказы СЭО во времени отличаются своей интенсивностью Частота отказов в первые годы выше, дальше идет некоторый спад Основное количество отказов (48% от общего числа отказов) происходит после 20-25 лет эксплуатации в силу отработки ресурса изоляции и изношенностью ответственных частей трансформаторов Поддержание надежности СЭО возможно при использовании методов и средств технической диагностики

2 Разработано большое количество методов и технических средств диагностирования СЭО, которые отличаются между собой стоимостью, сложностью в использовании, возможностью автоматизации процесса определения состояния и достоверностью технического диагноза Для комплексной оценки состояния СЭО и для научных исследований возможно использование всех разработанных методов, но для рабочего (оперативного)

диагностирования, в силу их высокой материальной и финансовой затратности необходимо научное обоснование их использования

3 В силу большого разнообразия методов диагностирования СЭО, работающих на отличных друг от друга физических принципах и в силу отсутствия показателей, или наличия недостоверных данных для работы вероятностных методик определение целесообразности их использования, возможно проводить методом экспертных оценок

Во второй главе «ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОМПЛЕКСА МЕТОДОВ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ СЭО СПОСОБОМ ЭКСПЕРТНЫХ ОЦЕНОК» теоретически рассмотрены методы экспертных оценок Из рассмотренных методов определен способ парных сравнений как наиболее оптимальный, удобный и предпочтительный для анализа методов и средств рабочего (оперативного) диагностирования СЭО

Оценка в количественном выражении способом парных сравнений проводилась по критериям достоверности, стоимости и возможности автоматизации Для автоматизации обработки данных экспертных оценок по методам и средствам диагностирования СЭО написана оригинальная программа «Эксперт» группой авторов (Венедиктов С В , Макаров Л В, Карчин В В ) Она основана на способе парных сравнений, написана на языке «Borland Delphi IV» при использовании приложения «Excel» из пакета «Microsoft Office» Автором диссертации программа «Эксперт» адаптирована специально для данной работы и предназначена для экспертной оценки методов рабочего (оперативного) диагностирования СЭО и Анализ методов и средств диагностирования проводился по трем факторам достоверности технического диагноза, возможности автоматизации процесса диагностирования и стоимости процесса диагностирования Итоговые оценки представлены на рис 1а, 16, 1 в

40

30 20 10 0

Рис 1а Итоговая оценка по достоверности

Рассматривая итоговый рейтинговый график на рис 1а можно заключить, что по достоверности технического диагноза ни один из рабочих (оперативных) методов диагностирования СЭО перед остальными не обладает явным преимуществом Размах между максимальными и минимальными значениями экспертных оценок составляет 6,55 баллов Отклонения оценок от среднего значения (29,48 балла) в процентах

составляет 10,5%. Точность экспертного метода при шестнадцати экспертах составляет 88%.

Это означает, что только по одному фактору - по достоверности технического диагноза посредством экспертных оценок невозможно определить приоритет того или иного рабочего (оперативного) метода или технического средства диагностирования СЭО.

40

30

20

10

0

Из рис 16. видно, что размах между максимальными и минимальными значениями экспертных оценок составляет 21,4 балла. Среднее значение оценок экспертов по возможности автоматизации 29,48 балла. Отклонение максимального значения оценок экспертов от среднего значения составляет 21,77 %. Погрешность экспертного метода при шестнадцати экспертах равна 12%. Тогда по рассматриваемому фактору можно выделить методы под индивидуальными номерами: 2, 3, 4, 10, 11, 14, 17, 20.

Это следующие методы:

а) определение тангенса угла диэлектрических потерь трансформаторного масла;

б) измерение пробивного напряжения на основе стандартных электродов;

в) измерение температуры масла на входе в систему активной циркуляции;

г) кварцевый метод измерения влажности;

д) диагностирование по вибрационным характеристикам;

е) рентгеновский в сочетании с электрическим метод измерения ЧР;

ж) определение влажности методом измерением емкости диэлектрика;

з) измерение влажности методом коэффициента абсорбции.

Эти методы представляют собой комплекс, позволяющий осуществить оперативную достоверную диагностику при сравнительно небольших затратах. Далее проводилась оценка методов и средств диагностирования по стоимости технического диагноза.

ЮлШ

8

1 2 3 4 5 6 7 8 9 Ю 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Рис. 1 б. Оценка возможности автоматизации

1 2 3 4 5 6 7 8 9U11t2131415«17e«Z)2122232tZ Рис. 1 в. Итоговая оценка по стоимости

Средняя оценка экспертов по стоимости процесса диагностирования составляет 29,48 балла. Размах между максимальными и минимальными значениями 21,725 балла, что в процентном выражении для данного уровня оценок составляет 73,7 %.

В интервале оценок выше среднего значения находятся методы и средства рабочего (оперативного) диагностирования под следующими номерами: 3, 4, 5, 6, 8, 9, 10, 11, 12, 17, 18, 20, 21, 23, 25. Достоверность экспертных оценок, при шестнадцати экспертах, равна 88%. Поэтому стоимостному фактору удовлетворяют два метода за номерами 17, 18. Рассматривая сумму трех эксплуатационных факторов в качестве интегрального критерия отбора рабочего (оперативного) метода диагностирования СЭО можно отметить, что преимуществом перед остальными обладает метод под индивидуальным номером 17 - измерение температуры масла на входе в систему активной циркуляции. Для дальнейшего рассмотрения взят именно этот метод.

В третьей главе «ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СРЕДСТВА ДИАГНОСТИРОВАНИЯ» для трансформатора ТРДЦН63000/220 построены диагностическая модель (ДМ), алгоритмы диагностирования (АД): алгоритм определения работоспособности (АОР), алгоритм поиска теплового дефекта (АПТД), алгоритм процесса диагностирования (АПД). Методика построения моделей и алгоритмов согласуется с работой Бенедиктова C.B.

Рис. 2

«Метод, алгоритмы и средства диагностирования маслонаполненного электроаппарата с системой активной циркуляции жидкого диэлектрика» и является его логическим продолжением На рис 2 представлена упрощенная схема трансформатора (вид сверху при снятой крышке) Видны бак трансформатора - (поз I), катушки фаз А, В, С - (поз 2), САЦ1 САЦ5 -(поз 3), магнитопровод - (поз 4) Также можно выделить локальные, для течения ЖД, зоны I - V в которых потоки масла замыкаются на свои системы активной циркуляции (САЦ) САЦ1 - САЦ4 являются системой охлаждения СЭО, из которых постоянно работают САЦ1 - САЦЗ САЦ4 включается в работу при достижении температуры масла определенного предела САЦ5 являемся системой регенерации ЖД (жидкого диэлектрика)

Вш4

\-----1

<ЗД4

СЕ 4

САЦ1 ■

СЕ]

CE S

I__

г аз

рь»:

С*Л[3

L. аз

Ciqa

CJLQ2

Рис 3

Ha основании эксперимента, практических расчетов и теоретических сведений можно утверждать, что трансформатор состоит из суммы отдельных структурных единиц (СЕ)

Для построения ДМ преобразуем рис 2 в схему связей и состоящую из пяти CE CEI СЕ5 Рис 3

На рис 3 видно, что любая из пяти СЕ СЭО с внешней средой связана только единственным выходом через соответствующую САЦ Во время функционирования СЭО работоспособность любой CEI 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 последовательные ДМ МНЭА На рис 4 представлены четыре такие ДМ На рис 4а представлен случай, когда на СЭО одновременно функционируют все САЦ Между САЦ 2 и САЦ 4 на овале показаны две противоположно направленные стрелки Это подчеркивает одинаковую значимость обеих систем

Рис 46 - работают САЦ 1, САЦ 2, САЦ 3

Рис 4в - функционируют САЦ 1, САЦ 2, САЦ 3, САЦ 5

Рис 4г - функционируют САЦ 1, САЦ 3, САЦ 2, САЦ 4

6)

г)

Рис 4

На представленных рисунках все ДМ имеют один вход и один выход Диагностирование трансформатора с использованием построенных ДМ можно осуществлять с помощью аппарата определения работоспособности дискретных объектов В этом случае работоспособное состояние СЕ будет иметь значение 1, неработоспособное состояние СЕ значение О

Далее в работе построен АД трансформатора 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 2 произведено деление на пять таких участков В сторону убывания объемов локальных зон можно записать следующую последовательность номеров САЦ1 1, 3, 2 = 4, 5 Число проверок в этом случае равняется количеству одновременно функционирующих САЦ АД трансформатора представлен на рис 5

Стыковка АД и ДМ, представленных на рис 4 происходит путем исключения проверки, номер САЦ которой на ДМ отсутствует На рис 6 приведен АОР трансформатора

а

Рис 5

(Ш

Цвести долус такое ..........

изд-чедив Тзпдх^к -1 к -1

=31111

Иэгормхх Т1а

1=1 з

-- |

Ирожеугст»

ЛЬ>Тг

Д*

| Агфия | Нет

_ Нег 1 Способ №2

1 Г

Пе-ят»

Нории}1—

РЙларги]

¡Сохранил Ткх|

I Печать

Амрня 1

Н«___ _ —1__

г<^Т1> Т643 "у^Способ I

Конец ;

Рис 6

После начала работы алгоритма вводятся допустимое значение максимального значения температуры ЖД Ттах и параметр к - счетчик, определяющий периодичность диагностирования СЭО Далее последовательно производится измерение значения температур Тк, Где 1=1 5 -число, указывающее на количество и последовательность измерений определяемого параметра на к - ом шаге опроса датчиков На следующем шаге работы алгоритма проверяется условие Тк1 > Тшах (ГОСТ 14209-97 Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов) Если условие выполняется, то по алгоритму определяется диагноз «Авария», печатаются ее данные и проверяется условие необходимости дальнейшего диагностирования Если условие Ть > Ттах не выполняется то алгоритм переходит к определению работоспособности СЭО по одному из двух способов

Способ №1 Составляется база данных о состоянии трансформатора в различных режимах эксплуатации После проведения этапа сбора базы данных, когда техническое средство диагностирования (ТСД) переводится в «рабочий» режим, вновь измеренное значение Т и данные из памяти компьютера сравниваются, т е проверяется условие Т, > Тба, Сравнение и анализ результатов производится по методу, основанному на определении обобщенного диагностического параметра

При определении работоспособности трансформатора по способу №2 вычисляется разность между значением Т, на к - ом шаге опроса и Т, на предыдущем (к-1) - ом шаге Далее полученное значение сравнивается с прогнозируемым отклонением определяемого параметра ДТпр

АПТД при последовательном способе поиска показан на рис 7 Работа АПТД начинается с введения норм Нагрузочная способность трансформаторов характеризуется допустимыми систематическими и аварийными перегрузками, нормированными ГОСТ 14209-97, которые определяются внутренними (тип трансформатора, его номинальная мощность, вид системы охлаждения, класс напряжения и др) и внешними (температуры охлаждающей среды, суточный (годовой) график нагрузки и др) факторами

Рис 7

К нормам в данном случае относятся значение максимально допустимой величины температуры Ттах и величина отклонения температуры дефектного участка от средней температуры бездефектных участков бака -АТ Далее производится последовательное измерение и задоминание значений Т1. .Т5 После этого значения Т1 Т5 последовательно сравниваются с Тшах Если проверяемое условие выполняется, то делается заключение «Авария» или «Недопустимый перегрев»

Далее информация выводится на печать Если проверяемое условие не выполняется, то далее среди Т1 Т5 определяется максимальное значение Тщих Из оставшегося массива Т1 вычисляется среднее значение Т1Ср по формуле

Рис 8

ът

Т =—'-

,ср 5

Далее согласно работы алгоритма определяется отклонение значения Типах от ДТюр по формуле

А ГГ! _ ГР *Т"»

I I щах кр

После этого производится сравнение значения ДТ1 и нормы АТ При этом если условие выполняется, то делается вывод о перегреве на 1- ом участке бака трансформатора Если условие не выполняется, то 1-й участок работоспособен Печатаются результаты проверок и работа алгоритма заканчивается Далее в работе построен АПД трансформатора (Рис 8)

АПД называется совокупность действий по определению состояния объекта диагностирования работоспособным ТСД При работоспособном состоянии ТСД выбирается частный АПД и одна из четырех ДМ Далее определяется АД и включается соответствующий машинный алгоритм После выполнения программы запрашивается условие о необходимости дальнейшего диагностирования В противном случае работа АПД трансформатора заканчивается

Далее в работе определена структура технического средства диагностирования трансформатора, которая включает в себя систему телемеханики Наибольшей эффективностью в предупреждении аварий трансформаторов обладают системы непрерывного контроля, использующие комплекс датчиков, реагирующих на дефекты или повреждения в работе Результаты измерений контролируемых параметров в системе отображаются в удобном для использования виде и сохраняются для возможности сравнения и выявления тенденций по времени Кроме непосредственно измеряемых данных, в систему могут вводиться сведения о предыдущих условиях эксплуатации Данные непрерывного контроля являются оперативной базой для постановки диагноза, но учет прошлых режимов работы и ранее измеренных значений позволяет полнее оценить состояние трансформатора, прогнозировать процесс его ухудшения

В четвертой главе «АНАЛИЗ СИСТЕМ ТЕЛЕМЕХАНИКИ ДЛЯ РАБОЧЕГО (ОПЕРАТИВНОГО) ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

ТРАНСФОРМАТОРА» из совокупности применяемых в энергетике систем телемеханики (ТМ-512, ТРС-1, ТРС-1М, МКТ-1, МКТ-2, МКТ-3, ТМ-800А, ТМ-800В, ГРАНИТ, АИСТ-РС, ТК-113, УВТК-УН, ПТК-ТЛС, ВРТФ-3, УТС-8, УТК-1, УТМ-7, ЦТ-5000, КУСТ-Б, ЗМАЛТ-КП, Телеканал, Телеканал-М2, ОМЬ, Ирбис -48, УКТУС и др) отобраны десять основных систем Далее методом парных сравнений определена наиболее оптимальная система для диагностирования трансформаторов по разработанному методу в условиях ОАО «МАРИЭНЕРГО»

Алгоритм работы экспертов при оценке систем телемеханики представлен в виде последовательности их действий Форма решения

принятия специалистом решения выглядит как трехступенчатая модель -► -►

Подготовка Решение Реализация

На первой стадии - это переработка информации Обработка информации базируется на знании процесса в форме технических данных и справочных данных Знания эксперта, накопленные в процессе опыта и выделенные путем опроса или наблюдения, в большей степени основываются на эвристических элементах Итоговая оценка в бальном выражении данная экспертами по системам телемеханики приведена на рис 9

Рис 9

Далее в главе представлен алгоритм работы экспертов при оценке телемеханических систем и проведено определение коэффициента компетентности экспертов Для оценки компетентности использован эвристический алгоритм В нем из ответов экспертов на вопрос о компетентности формируется матрица-строка Далее находится среднее значение оценок группы экспертов и определяется отклонение оценки каждого эксперта от среднего значения оценок группы В результате формируется матрица отклонений После этого находится среднее отклонение оценок каждого эксперта от среднего значения оценок группы В результате получается матрица строка Далее эксперты нумеруются по мере удаления их оценок от среднего значения оценок группы В итоге устанавливается кортеж их предпочтения На следующем этапе проводится оценка степени согласованности мнений экспертов, для чего результаты ранжирования представляются в виде матрицы рангов, определяется соответственно сумма рангов по каждому ^му свойству, средняя сумма рангов, рассчитывается сумма квадратов отклонений и определяется коэффициент конкордации

Полученные по данному алгоритму коэффициенты компетентности экспертов использованы в программе экспертных оценок методов и средств диагностирования и анализа систем телемеханики

В( конце главы проведено определение достоверности результатов исследований

В данной работе методами экспертных оценок решены две задачи В решении первой задачи участвовали 17, второй задачи - 16 экспертов Значит, в процентном выражении достоверности задач составляют соответственно Б] = 90%, Б2 = 88%

По главе и итоговой оценке сделаны следующие выводы 1.На перспективу из рассмотренных экспертами телемеханических систем для использования в энергетике предпочтение дано системе телемеханики «Телеканал 2М»

2 Учитывая, что в АО «МАРЙЭНЕРГО» используется система ТМ-512 для его модернизации и использования в автоматизированном рабочем методе диагностирования трансформатора в большей степени подходит АКП «УКТУС», ввиду наибольшей гибкости для встраивания и экономии ресурсов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе проработаны следующие научные и технические задачи

1 Из всей совокупности методов и технических средств определения состояния силовых маслонаполненных трансформаторов и автотрансформаторов по критерию их работоспособности в режиме без отключения для экспертного анализа отобраны двадцать пять методов

2 Рассмотрена совокупность способов экспертных оценок, из "которых отобран способ парных сравнений, позволяющий оценивать большое количество методов диагностирования силовых трансформаторов при выполнении минимального количества вычислительных работ и облегчения работы экспертов

3 Определены факторы влияющие на выбор того или иного метода диагностирования силового электрооборудования К таким факторам отнесены достоверность технического диагноза, возможность автоматизации процесса диагностирования и стоимость процесса диагностирования Все три фактора оказывают существенное влияние на использование, или отказ от использования любого из рассматриваемых рабочих методов и средств определения состояния силовых трансформаторов в режиме их функционирования По первому эксплуатационному фактору достоверности технического диагноза ни один метод по сравнению с другими не обладает явным преимуществом По точности определения приоритета того или иного метода диагностирования силового электрооборудования способ экспертных оценок имеет сопоставимые отклонения По возможности автоматизации процесса диагностирования по степени предпочтения в порядке возрастания значимости рангов эксперты отобрали методы, которые могут быть автоматизированы Рассматривая три эксплуатационных фактора в качестве интегрального критерия отбора рабочего (оперативного) метода диагностирования силового трансформатора экспертами определен метод по измерению температуры ЖД на входе в САЦ и по измерению температуры ЖД в верхних слоях масла в баке

4 Определена структура технического средства для рабочего (оперативного) диагностирования трансформатора на основе автоматизированного метода по измерению температуры масла на входе в систему активной циркуляции, в которую включены наиболее предпочтительные составляющие

Разработан частный алгоритм определения работоспособности трансформатора по измерению температуры масла обеспечивающий выполнение минимального количества шагов для получения технического диагноза

Построен алгоритм поиска зон тепловых дефектов внутри корпуса трансформатора увеличивающий точность определения его местонахождения до уровня количества локальных зон течения трансформаторного масла

5 На примере трансформатора ТРДЦН 63000/220, в зависимости от режима функционирования его систем охлаждения и регенерации масла построены четыре диагностические модели по правилу от большего объема к меньшему объему локальной зоны циркуляции жидкого диэлектрика Разработан алгоритм диагностирования трансформатора, позволяющий определить последовательность выполнения проверок его состояния в зависимости от значимости показателя

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1 Карчин В В Поляков И.Н Повышение надежности электроснабжения в распределительных сетях 10 кВ. Методы и средства технической диагностики Сб трудов XV Международной межвузовской школы-семинара, Йошкар-Ола, МарГУ, 1998, с 162-166

2 Венедиктов С В, Карчин В В К диагностированию маслонаполненных электроаппаратов с изношенным ресурсом Методы и средства технической диагностики Сб научн статей/ Map. roc ун-т -Йошкар-Ола -2000 - Вып XVII/с 39-46

3 Венедиктов С В, Карчин В В Подход к решению задачи диагностики маслонаполненного оборудования Проблемы энергетики 1999, №3-4, с 32-35

4 Венедиктов С.В, Карчин В В, Кыштымов В А Метод, диагностическая модель и алгоритмы диагностирования маслонаполненного электроаппарата Проблемы энергетики №5-6, 2001, стр 68-75

5 Венедиктов С В , Карчин В В , Кыштымов В А Алгоритм процесса диагностирования трансформатора ТРДЦН 63000/220. Проблемы энергетики №7-8, 2001, стр 108-109

6 С В Венедиктов, В В Карчин, В А Кыштымов, В П Каюмов Алгоритм непрерывного поиска теплового дефекта маслонаполненного электроаппарата Гражданская авиация на рубеже веков Тезисы докладов МНТК - M МГТУ ГА, 2001 г, с 138 -139

7 С В Венедиктов, В В Карчин, В А Кыштымов Структура технического средства для индикаторного метода рабочего диагностирования маслонаполненного трансформатора Методы и средства технической диагностики Сб научн статей/ Map roc ун-т - Йошкар-Ола - 2002 -Вып XIX/с 41 -45

8 С В Венедиктов, В В Карчин, В А Кыштымов Экспертный критерий определения номенклатуры методов и средств рабочего диагностирования силовых трансформаторов Проблемы энергетики №1-2, 2006, стр 103-107

9 С В Венедиктов, В В Карчин, В А Кыштымов Снижение эксплуатационных расходов силового электрооборудования определением комплекса методов их рабочего диагностирования Методы и средства технической диагностики Сб научн статей/ Map roc ун-т - Йошкар-Ола -2006 - Вып XXIII / с 44 - 50

10 Валеев И M , Венедиктов С В , Карчин В В , Лопухова Т В Определение комплекса методов диагностирования электротехнического оборудования способом экспертных оценок IX Симпозиум «Электротехника 2030» Московская область сборник тезисов «Перспективные технологии электроэнергетики» 29-31 мая 2007 г

Бумага офсетная Печать офсетная Уел п л 2,0 Тираж 100 экз Заказ № 3811

Редакционно-издательский центр Марийского государственного технического университета 424006 Йошкар-Ола, ул Панфилова, 17

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

1 СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ, ПОСТАНОВКА ЦЕЛИ И ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Состояние парка трансформаторного оборудования и система контроля его состояния.

1.2 Причины возникновения дефектов на объектах диагностирования.

1.3 Анализ методов диагностирования СЭО.

1.4 Комплексное диагностическое обследование трансформатора.

1.5 Выводы по главе

2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОМПЛЕКСА МЕТОДОВ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ СЭО СПОСОБОМ ЭКСПЕРТНЫХ ОЦЕНОК.

2.1 Классификация методов экспертных оценок.

2.2 Методы обработки экспертных оценок.

2.3 Определение методов рабочего диагностирования для рассмотрения способом парных сравнений.

2.4 Алгоритм работы экспертов при оценке методов и средств диагностирования силовых трансформаторов.

2.5 Описание работы программы.

2.6 Анализ методов и средств рабочего (оперативного) диагностирования по критерию достоверности технического диагноза.

2.7 Анализ экспертных оценок по критерию возможности автоматизации процесса диагностирования.

2.8 Анализ экспертных оценок по критерию стоимости процесса диагностирования.

Выводы по главе.

3 ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СРЕДСТВА ДИАГНОСТИРОВАНИЯ.

3.1 Синтез метода диагностирования трансформатора.

3.2 Диагностическая модель и алгоритмы диагностирования трансформатора.

3.2.1 Построение и анализ диагностической модели трансформатора.

3.2.2 Построение алгоритмов диагностирования трансформатора.

3.2.3 Построение алгоритма определения работоспособности трансформатора

3.2.4 Построение алгоритма поиска теплового дефекта.

3.2.5 Определение термина «алгоритм процесса диагностирования» и его построение для трансформатора.

3.3 Обоснование разработки ТСД, адаптированного к ОД.

3.4 Внешние факторы и обоснование измерительных датчиков в составе

Выводы по главе.

4 АНАЛИЗ СИСТЕМ ТЕЛЕМЕХАНИКИ ДЛЯ РАБОЧЕГО (ОПЕРАТИВНОГО) ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРА.

4.1 Краткое описание систем телемеханики.

4.2 Алгоритм работы экспертов при оценке телемеханических систем.

4.3 Реализация процедуры анализа данных опроса экспертов.

4.4 Эксперты и определение коэффициента их компетентности.

4.5 Определение достоверности результатов исследований.

Выводы по главе.

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 трансформатор а.

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,, 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 * 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.

Выводы:

1.Ha перспективу из рассмотренных экспертами телемеханических систем для использования в энергетике предпочтение дано системе телемеханики «Телеканал 2М».

2.Учитывая, что в АО «МАРИЭНЕРГО» используется система ТМ-512 для его модернизации и использования в автоматизированном рабочем методе диагностирования трансформатора в большей степени подходит АКП «УКТУС», ввиду наибольшей гибкости для встраивания и экономии ресурсов.

3. Ввиду разнообразной номенклатуры используемых в энергетике методов, средств и систем экспертный критерий их оценивания имеет свое место для аргументирования необходимости продления ресурса электрооборудования при ограничении финансовых возможностей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время у большого числа трансформаторов, находящихся в эксплуатации, закончился или подходит к концу номинальный срок службы. Такое положение заставило уделить внимание продлению их интегрального срока службы (наработки) за счет эффективного контроля состояния, оптимизации проведения профилактических мероприятий.

Важной работой в такой ситуации со стороны эксплуатирующих организаций является контроль и оценка состояния работающего оборудования, когда стоимость ремонта еще невелика.

Большое разнообразие возможных дефектов трансформаторов, развивающихся в работе, требуют большого количества методов и направленности контроля. Поэтому в отечественной энергетике не обладающей большими инвестиционными вкладами эффективно внедрение системы экспертных оценок. Принятие решения строится на базе знаний высококвалифицированных экспертов. При этом повышается надежность принятия решения для дальнейшей эксплуатации трансформатора.

Для эффективной постановки диагноза система может накапливать базу данных большого объема, на практике содержащую сотни «правил», составленных высококвалифицированными экспертами. База данных в эксплуатирующих организациях должна непрерывно пополняться, корректироваться по мере накопления опыта.

В энергосистемах нашей страны в 90-х годах для силовых трансформаторов начала реализовываться концепция перехода от нормативно установленных сроков ремонта к ремонту в зависимости от их фактического состояния. Основой для принятия решений о возможности и целесообразности продолжения эксплуатации силовых трансформаторов, отработавших установленный срок службы является состояние основных элементов: сердечника и обмоток, включая все элементы их твердой изоляции.

Система диагностики трансформаторов должна иметь полноценное информационное, техническое, нормативное обеспечение, а также стратегию принятия решения о возможности и целесообразности его дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода в ремонт. Отечественный и зарубежный опыт работы в этой области показывают, что хотя традиционные испытания необходимы и лежат в основе оценки состояния трансформаторов, они не всегда позволяют обнаруживать дефекты и своевременно давать информацию о развитии процессов, приводящих к снижению надежности и работоспособности оборудования.

Создание исчерпывающих по полноте алгоритмов постановки диагноза представляет собой чрезвычайно сложную, часто наразрешимую задачу из-за трудностей алгоритмизации учета таких факторов, как предыстория эксплуатации объекта контроля, опыт работы подобных объектов, множества влияющих на оценку состояния факторов, связанных взаимными ассоциативными связями.

Построение правил и моделей ситуации при решении задач оперативной диагностики представляет большие трудности и практически без использования знаний высококвалифицированных экспертов обойтись нельзя. Система экспертных оценок приобрела большое значение именно для постановки диагноза при оценке состояния оборудования. Это объясняется тем, что для решения сложных, многофакторных задач в них используются базы знаний большого объема, содержащие результаты опыта, накопленного высококвалифицированными специалистами

Система диагностики, основанная на действующих нормативных документах РАО «ЕЭС России» в сочетании привлечением оценки экспертов позволит комплексно оценить состояние силовых трансформаторов и принимать решение по их дальнейшей эксплуатации.

В диссертационной работе получены следующие результаты:

1. Из всей совокупности методов и технических средств определения состояния силовых маслонаполненных трансформаторов и автотрансформаторов по критерию их работоспособности в режиме функционирования для экспертного анализа отобраны двадцать пять методов. Поставленное условие работоспособности в режиме функционирования позволило существенно сократить количество рассматриваемых методов диагностирования силового электрооборудования. На основе длительного эксплуатационного опыта критически рассмотрены методы и средства диагностирования силовых трансформаторов, что позволило отобрать комплекс рабочих методов определения их состояния.

2. Рассмотрена совокупность способов экспертных оценок, из которых отобран способ парных сравнений, позволяющий оценивать большое количество методов диагностирования силовых трансформаторов при выполнении минимального количества вычислительных работ и облегчения работы экспертов.

3. Определены факторы влияющие на выбор того или иного метода диагностирования силового электрооборудования. К таким факторам отнесены достоверность технического диагноза, возможность автоматизации процесса диагностирования и стоимость процесса диагностирования. Все три фактора оказывают существенное влияние на использование, или отказ от использования любого из рассматриваемых рабочих методов и средств определения состояния силовых трансформаторов в режиме их функционирования.

4. По первому эксплуатационному фактору достоверности технического диагноза ни один метод по сравнению с другими не обладает явным преимуществом. По точности определения приоритета того или иного метода диагностирования силового электрооборудования способ экспертных оценок имеет сопоставимые отклонения.

По возможности автоматизации процесса диагностирования по степени предпочтения в порядке возрастания значимости рангов эксперты отобрали из всей совокупности методы которые могут быть автоматизированы.

По стоимости процесса диагностирования экспертами также выбираются наименее затратные методы.

Рассматривая три эксплуатационных фактора в качестве интегрального критерия отбора рабочего (оперативного) метода диагностирования силового трансформатора экспертами определен метод по измерению температуры ЖД на входе САЦ и по измерению температуры ЖД в верхних слоях масла в баке.

5. Определена структура технического средства для рабочего (оперативного) диагностирования трансформатора на основе автоматизированного метода по измерению температуры масла на входе в систему активной циркуляции, в которую включены наиболее предпочтительные составляющие.

6. Разработан частный алгоритм определения работоспособности трансформатора по измерению температуры масла, обеспечивающий выполнение минимального количества шагов для получения технического диагноза.

7. Построен алгоритм поиска зон тепловых дефектов внутри корпуса трансформатора увеличивающий точность определения его местонахождения до уровня количества локальных зон течения трансформаторного масла.

8. На примере трансформатора ТРДЦН 63000/220, зависимости от режима функционирования его систем охлаждения и регенерации масла построены четыре диагностические модели по правилу от большего объема к меньшему объему локальной зоны циркуляции жидкого диэлектрика.

9. Разработан алгоритм диагностирования трансформатора, позволяющий определить последовательность выполнения проверок его состояния в зависимости от значимости показателя.

10. Впервые определен термин алгоритм процесса диагностирования и построен для рассматриваемого трансформатора, что дало возможность связать в единый технологический комплекс объект диагностирования и техническое средство диагностирования.

Ввиду разнообразной номенклатуры используемых в энергетике методов, средств и систем экспертный способ их оценивания имеет свое место для аргументирования необходимости продления ресурса электрооборудования при ограничении финансовых возможностей.

1. Львов М.Ю. Силовые трансформаторы на 110 кВ и выше. Будущее определит диагностика. Новости электротехники. №6, 2003, с. 56 -57.

2. Алексеев В.А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов. М:. Изд - во НЦ ЭНАС, 2002. - 216 с. Ил. - (Основное электрооборудование в энергосистемах: обзор отечественного и зарубежного опыта).

3. Калявин В.П. Основы теории надежности и диагностики: Учебник. СПб.: Элмор, 1998. - 172 е.: ил.

4. Мещанинов В.А., Лопухова Т.В. Проблемы диагностики силового электротехнического оборудования/ Методы и средства технической диагностики: Сборник трудов VX Международной межвузовской школы семинара, Йошкар-Ола, МарГУ,1998.195 с.

5. Богородицкий Н.П., Пасынков В.В., Тареев Б.М. Электротехнические материалы. М.: Энергоатомиздат, 1985,- 282 с

6. Приказ РАО ЕЭС России № 3 04 от 7.07.95 «О проведении диагностики технического состояния силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их высоковольтных маслонаполненных вводов».

7. Письмо департамента эксплуатации энергосистем и электростанций от 27.10.95. № 04 05 «О комплексном обследовании силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их маслонаполненных вводов».

8. Рыбаков Л.М., Калявин В.П. Диагностирование оборудования систем электроснабжения./Монография. Йошкар-Ола, Марийское книжное издательство, 1994. 196с.

9. Анализ причин повреждений и результаты обследования трансформаторного оборудования/ B.C. Богомолов, Т.Е. Касаткина, С.С. Кустов и др.//Вестник ВНИИЭ. 1997. С. 25-32.

10. Ю.Дмитриевский B.C. Расчет и конструирование электрической изоляции. -М.: Энергоиздат, 1981.-392с.

11. Электротехнический справочник. Т.1.Под общ. Ред. П.Г. Грудинского и др. Изд. 5-е, испр. М., "Энергия", 1974. с.374 409.

12. ГОСТ 982 80. Масла трансформаторные. Технические условия.

13. Липштейн Р.А., Шахнович М.И. Трансформаторное масло. 3-е изд. перераб. и дополн. -М.:Энергоатомиздат, 1983. 296 с.

14. Маслов В.В. Влагостойкость электрической изоляции. М.: Энергия. 1973. 208 с.

15. Brisol Е.М. Electrical insulation treated in oil-oil. 1954. vol.2, №6. p.162.

16. ГОСТ7822 75. Масла нефтяные. Метод определения растворенной воды. 17.Объем и нормы испытаний электрооборудования. / Под общей редакцией

17. Б.А. Алексеева, Ф.Л. Когана, Л.Г. Мамикоянца 6-е изд. - М.: НЦ ЭНАЛС, 1998 -256с.

18. Маневич Л.О. Обработка трансформаторного масла. 2-е изд. перераб. и дополн. -М.: Энергоатомиздат. 1985. 104с. ил.

19. ГОСТ 1547 84. Масла и смазки. Метод определения наличия воды. 20.ЭВРО: Ежеквартальный бюллетень по активизации творчества. М., 1991.1.

20. Лазерное устройство для определения водорода и влаги в диэлектрических жидкостях. Методы и средства технической диагностики: Сборник трудов VX Международной межвузовской школы семинара, Йошкар-Ола, МарГУД 998г. 195с.

21. Михеев Г.М., Михеев Георг. М., Некряченко Г.П., Готлиб И.П. Выделение водорода из диэлектрической жидкости под действием ультразвука. Письма в ЖТФ. 1998. Т.24.- №1 - с.79 - 83.

22. Баранник Е.Я., Ковтун А.Ю. Определение влагосодержания масла трансформатора с помощью влагочувствительного элемента на основе кабельной бумаги. // Вестник киевского политехнического ин-та. Электроэнергетика. 1988. №25. с.55 ~ 56.

23. Из потока технической информации. // Энергетик. 1986. №10 - с. 17.

24. Иерусалимов М.Е., Белецкий З.М., Соколов В.В. Методы оценки увлажненности мощных трансформаторов. // Электротехника. 1978 . №1, с.42 446.

25. ГОСТ 6581 75. Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний. М. Изд. стандартов. 1975. - 23с.

26. Калявин В.П., Рыбаков JI.M. Надежность и диагностика электроустановок: Учебное пособие./Map.гос.ун-т. Йошкар-Ола. 2000. - 348с.

27. Тареев Б.М. Физика диэлектрических материалов. М.: Энергоатомиздат. 1982.

28. Поплавко Ю.М. Физика диэлектриков. Киев. Вища школа, 1980.

29. Патент 1774285 РФ. Устройство для контроля жидких диэлектриков. / Митрофанов Г.А., Поляков И.Н., Ведин И.В., Бородин И.А. / Бюл. изобр. №41, 1992.

30. Стрельников М.Ю., Кузьмин В.П., Митрофанов Г.А. Устройство для измерения напряжения пробоя жидких диэлектриков. Информ. листок №10 - 96. - Йошкар-Ола, 1996, 4с.

31. Митрофанов Г.А., Поляков И.Н., Бородин И.А. Диагностика состояния изоляции энергетического электрооборудования: Сб. научн. тр. / Казань: КГТУ, 1993. с.54.

32. Митрофанов Г.А., Стрельников М.Ю. Измеритель диэлектрических потерь с автоматической балансировкой моста. Приборы и техника эксперимента 1997,№3

33. Ушаков В.Я. Старение изоляции и методы контроля ее состояния. Учебное пособие. Томск: изд. ТПУ, 1993. - 60с.

34. Петров А.А., Пушкарева Е.А. Корреляционный спектральный анализ веществ: анализ газовой фазы. Санкт-Петербург. Химия. 1993. 266с.

35. Могузов В.Ф. Обслуживание силовых трансформаторов. М.: Энергоатомиздат 1991. 189.1.с. ил.

36. Свердлова О.В. Электронные спектры в органической химии. 2-е изд., перераб. - Л.: Химия. 1985г. -248с.,ил.

37. Казицына Л.А., Куплетская Н.Б., Электронные и колебательные спектры поглощения органических соединений. -М. 1964. 158с.

38. С.В. Венедиктов, Н.Э. Светлаков, М.Ю. Стрельников. Оптический контроль газосодержания жидких диэлектриков, Вторые вавиловские чтения,

39. Материалы постоянно действующей всероссийской междисциплинарной научной конференции, с. 109 -т- 111. Йошкар-Ола. 1997.

40. Optical control of gas contained liquid dielectrics. Venedictov S.V., Mitrofanov G.A., Svetlakov N.E., Strel"nikov M.Yu. Publiished bu SPIE - The international Society for Optical Engineering P.O. - Box 10, Bellinham, Washington 982270010 USA.

41. Михеев Г.М., Могилева Т.Н. Оптимизация и применение ВКР -генератора для контроля водорода методом КАРС. Квантовая электроника. 1996. -т. 23. -№10. - с. 943 -946.

42. Михеев Гн.М., Михеев Г.М. Применение метода лазерной спектроскопии для анализа водорода, образующегося при электрическом пробое трансформаторного масла.// Электричество. 1996. - №7. - с.36 - 37.

43. Аракелян В.Г., Сенкевич Е.Д. Ранняя диагностика повреждения изоляции высоковольтного маслонаполненного оборудования // Электронная промышленность. Серия: Аппараты высокого напряжения, трансформаторы силовые, конденсаторы. 1986. вып.3(7). с. 48 56.

44. Аракелян В.Г., Сенкевич Е.Д. Ранняя диагностика маслонаполненного высоковольтного электрооборудования.// Электрические станции. 1985. №6. с50 -54.

45. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов. РД 34.46.302-89.

46. Голоднов Ю.М. Контроль за состоянием трансформаторов. М. Энергоатомиздат, 1988 - 84,3.с.

47. Кучинский Г.С. Частичные разряды в высоковольтных конструкциях. -Л.: Энергия, 1979.-224с.

48. ГОСТ 20074 83. Электрооборудование и электроустановки. Метод определения частичных разрядов.

49. Пономарев А. А. Синтез и реакции фурановых веществ. Изд. Саратовского университета, 1960.

50. Poljak Frantisek. Nove skysobne raetody kvapalnych isolantov a dielektrilc //Transformatory 1987. N 67. с 22 23.

51. Базуткин B.B., Ларионов В.П., Пинталь Ю.С. Техника высоких напряжений: Изоляция и перенапряжения в электрических системах. М.: Энергоатомиздат, 1986. - 464с.

52. Черножуков Н.И., Крейн С.Э. Окисляемость минеральных масел. М.: Гостоптехиздат, 1959. - 370с.

53. Липштейн Р.А., Кузнецова С.С., Карпухина Н.А. Влияние температуры на срок службы и направление реакции окисления трансформаторных масел. // Электрические станции. 1989, №1.

54. Бажанов С. А. Особенности тепловизионного контроля контактных соединений и изоляторов ВЛ110 500кВ. - Энергетик, 1998, №4.

55. Бажанов С.А. Перспективы использования инфракрасной диагностики в энергетике. Энергетик, 1994, №8.

56. Михеев Г.М., Елисеев И.П. Опыт тепловизионного контроля выключателей ВМТ 110, ВМТ - 220. - Энергетик, 1994, №10.

57. Михеев Г.М. Тепловизионный контроль высоковольтного электрооборудования. Электрические станции, 1997, №11.

58. Петрищев Л.С., Салтанов В.М., Осотов В.Н. и др. Исследование возможности диагностики усилия прессовки обмоток трансформаторов по вибрационным характеристикам. Электрические станции, 1995. №8.

59. Гервиц М.Н., Осотов В.Н., Петрищев Л.С. и др. Методика диагностики усилия прессовки обмоток трансформатора. Электрические станции. 1997, №5, с. 58 -г 60.

60. Экспертные системы. Принципы работы и примеры / Под ред. Р. Форсайта. М.: Радио и связь, 1987. 220 с.

61. Алексеева Е.Ф., Стефанюк В. Л. Экспертные системы состояние и перспективы // Изв. АН СССР. Техническая кибернетика. 1985. №5.С. 153 -167.

62. Прангишвили И. В. Компьютерные информационные сети связи и экспертные системы. // Приборы и системы управления. 1988. № 6, С. 13-16.бб.Элти Дж., Кумбе М. Экспертные системы. Концепции и примеры. М.: Финансы и статистика, 1987. 190 с.

63. Заде Л. Понятие лингвистической переменной и его применение к принятию приближенных решений. М.: Мир, 1976. 165 с.

64. Евланов Л.Г., Кутузов В.А. Экспертные оценки в управлении. М.: Экономика, 1978.

65. Саати Т., Керне К. Аналитическое планирование. (Организация систем) /Пер. с англ. М.: Радио и связь, 1991.

66. Герасименко В. А. Неформально-эвристические методы решениятрудноформализуемых задач / Безопасность информационных технологий.

67. Выпуск 4, 1997г. с.39 - 61.

68. Toast: the power system operators assistant.// Talukdar saroch N: Cardozo Bleri. computer. 1986. № 7. P. 143 - 170.72,Otaduy P. J. Demon t ration of expert sis terns in automated monitor ing // Ibid. P. 298-299.

69. Miiller J., Schirt G. Software Technologic: Erfarungen bei der

70. Entwicklung eines Prozessinformationssystems fur Kernkraftwerke // Siemens Energ. Autom. 1986. Vol. 8, № 3. S. 168 171.

71. Balzer D., Btthme B. Zur Einflup der kunstlichen Intelligenz auf Teorieund Praxis der Proze pautomatisienmg // Messen-Steuern-Regeln. 1987. № 12. S. 32.

72. Eruchtenicht H. W., Kippe J. Expertsysteme und ihre Einsatzmogliclikeiten // FhG Benchtep 1983. N 2. S. 34 - 39.

73. Хорн P., Джонсон Ч. Матричный анализ: пер. с англ. М: Мир, 1989 -665с.

74. Fuchs Н. Zum Verbal this fon kunstlisher Intelligenz und Automattisierung // Messen Steuern - Regeln. 1987. № 10. S. 434 - 437.

75. Wernstedt J. Zum Einsatz von Beratungs Experten systeme zur Lozung kybernetischer Probleme // Messen-Steuern-Regeln. 1986. №8, 97 - 103 s.

76. Bohme D., Wernstedt J. Entwurfskonzepte fiir Beratimgs systeme zur Lozung kybernetischer Aysgaben-Messen-Steuern-Regeln. 1987. № 12. 54 58 s.

77. Johanson G. Uber Wachungs-und-Entscheidungsverhalten des Men-schen in Mensch-Machine-Systemen // Bericht Nr. 44. Forschungsinstitut fur Autronotechnick. Werthoren. 1979. 237 s.

78. Buttner W. Ktfnstliche Intelligenz und Experten systeme Defmition-Funktionsweise-Einsatrgebiete//Elektronik. 8/16. № 4. 1987. 135 s.

79. Savory S. Experten systeme, Munchen // Wien: Roldenbourd Verlad. 1987. 196 s.

80. Ginzberg M. J., Stohr Б. A. Decision support systems: issues and perspectives // In Decision Support systems: Amsterdam: North-Holland. 1982. P. 9-31.

81. А.П. Бочков, Д.П. Гасюк, А.Е. Филюстин. Модели и методы управления развитием технических систем. Учебное пособие: СПб.: Издательство «Союз», 2003. - 288 с. (Высшая школа).

82. Венедиктов С.В. «Метод, алгоритмы и средства диагностирования маслонаполненного электроаппарата с системой активной циркуляции жидкого диэлектрика». Дисс. на соиск. уч. ст. к.т.н. Казань, КГЭУ, 2001г.

83. Калявин В.П., Мозгалевский А.В., Галка B.JI. Надежность и техническая диагностика судового электрооборудования и автоматики: Учебник. СПб.: Элмор, 1996-296 е.: ил.

84. Венедиктов С.В., Карчин В.В. Подход к решению задачи диагностики маслонаполненного оборудования. Проблемы энергетики. 1999, №3-4, с.32-35.

85. Венедиктов С.В., Карчин В.В., Кыштымов В.А. Метод, диагностическая модель и алгоритмы диагностирования маслонаполненного электроаппарата. Проблемы энергетики №5-6, 2001, стр. 68-75.

86. Венедиктов С.В., Карчин В.В., Кыштымов В.А. Алгоритм процесса диагностирования трансформатора ТРДЦН 63000/220. Проблемы энергетики №78, 2001, стр. 108-109.

87. Современные средства телемеханики, организация рабочих мест и щитов управления. Пятый специализированный научно-технический семинар -выставка. Информационные материалы. М.: 15-19 марта 2004г.

88. С.В. Венедиктов, В.В Карчин, В.А. Кыштымов. Структура технического средства для индикаторного метода рабочего диагностирования маслонаполненного трансформатора. Сб. научн. статей/ Map. гос. ун-т Йошкар-Ола. - 2002. - Вып.ХШ с.41 - 45.

89. Г.Н. Марченко, Р.Е. Мансуров, И.Г. Ахметова. Использование экспертного метода при формировании набора показателей конкурентоспособности энергетических предприятий. Проблемы энергетики №5-6, 2005, стр. 68-78.

90. ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия.

91. ГОСТ 14209-97 Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов.

92. ГОСТ 30830-2002 Трансформаторы силовые. 4.1 общие положения.

93. ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных испытаний.

94. ГОСТ 3484.2-88 Трансформаторы силовые. Испытания на нагрев.97 .ГОСТ 8865-93 Системы электрической изоляции. Оценка нагревостойкости и классификация.

95. Г.Р. Громов. Национальные информационные ресурсы. Проблемы промышленной эксплуатации.М:Наука,1984 стр.237.

96. Электрический метол измерения ЧР Измерение температуры ЖД на выходе САД

97. Измерение температуры ЖД в верхних слоям масла в бакс

98. Тешганнзионный метод измерения температуры

99. Диагностирование по вибрационным характеристикам

100. Измерение тангенса угла днэлск три носких потерь масла Хроматографический анализ фурановых соединений

101. Конденсаторный метол определения фурановых соединений