Система мониторинга, диагностирования и управления техническим состоянием силовых трансформаторов

Изобретение относится к области мониторинга и диагностирования состояния промышленного объекта. Технический результат заключается в повышении точности мониторинга, диагностирования и управления техническим состоянием силовых трансформаторов (СТ). Технический результат достигается за счет комплекса средств для сбора параметров СТ в онлайн- и офлайн-режимах, для хранения, учета и анализа данных онлайн- и офлайн-измерений, для обмена и совместного анализа данных онлайн- и офлайн-измерений. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области мониторинга и диагностирования состояния промышленного объекта, и может быть использовано в системах мониторинга, диагностирования и управления техническим состоянием силовых трансформаторов (СТ).

В условиях развития цифровых, информационных, аналитических технологий, а также повышенных требований к надежной эксплуатации и контролю технического состояния на фоне тенденции к увеличению возраста оборудования, находящегося в эксплуатации, возрастает потребность в использовании оперативных данных от автоматизированных систем мониторинга и технического диагностирования (АСМД). Современный тренд на цифровизацию подстанций, широкое внедрение систем мониторинга технического состояния оборудования и применение систем искусственного интеллекта делают эту цель особенно актуальной.

Из уровня техники известна система мониторинга концентрации загрязняющих веществ в сточных водах и управления работой очистных сооружений предприятия, которая содержит анализаторы, установленные на трубопроводах со сточными водами подразделений предприятия, а также на входе и на выходе очистных сооружений предприятия, центральный блок управления и модуль регулирования, соединенный с исполнительным механизмом, установленным на трубопроводе подачи очищенной воды на вход очистных сооружений, при этом центральный блок управления выполнен с возможностью приема результатов измерений с анализаторов, определения фактов превышения пороговых значений концентрации загрязняющих веществ в сточных водах подразделений и в воде на входе и выходе очистных сооружений, передачи тревожных сообщений на приемные устройства персонала в случае превышения пороговых значений на трубопроводах со сточными водами подразделений и на выходе очистных сооружений, а также передачи сигнала на модуль регулирования на открытие исполнительного механизма и подачу очищенной воды на вход очистных сооружений в случае превышения порогового значения на входе очистных сооружений, которое соответствует превышению порогового значения на выходе очистных сооружений (RU 2763132 С1, опубл. 27.12.2021).

Из уровня техники известен также способ прогнозирования потребности в обслуживании оборудования. Описанный в патенте способ предполагает определение времени наступления отказа промышленного оборудования на основании оценки взаимного влияния параметров при помощи математических, аналитических или эмпирических моделей (патент US 2009/0037206).

Недостатками описанного метода является невозможность прогнозирования влияния процессов, описанных сигналами датчиков, неявно или редко встречающихся за период наблюдения.

Принципиальным отличием предлагаемого решения от описанного в патенте US 2009/0037206 является применение данных испытаний и измерений, а также свойств и характеристик оборудования, как для учета влияния факторов, не измеряемых непосредственно на самом оборудовании, так и измеренных в других режимах в прошлом.

Известно решение, описывающее систему и способ для расширенного отслеживания состояния системы (US 7756678 В2). Известный способ для улучшенного мониторинга состояния системы включает в себя использование множества автоассоциативных нейронных сетей для определения оценок фактических значений, измеренных по меньшей мере одним датчиком, по меньшей мере, в одном из множества режимов работы; определение разности между оцененными измеренными значениями и фактическими значениями, измеренными по меньшей мере одним датчиком; и комбинирование разностей с использованием нечеткого подконтрольного смесителя модели; проведение диагностики неисправностей на комбинированных разностях; и определение изменения работы системы путем анализа комбинированных разностей. При необходимости предоставляется предупреждение пользователю об аномальном развитии состояния контролируемого оборудования. Прототип системы мониторинга, реализующий изобретение, представляет собой набор датчиков, контролирующих состояния оборудования, вместе с модулем цифровой обработки сигналов датчиков, в котором реализован описанный способ.

Однако в данном решении ничего не говорится о действиях способа в случае обновления элементов подконтрольной системы или восстановлении их характеристик в результате ремонта. Также в известном способе не используется инженерная модель диагностируемого промышленного объекта, описывающая его функционирование через закономерности взаимного влияния параметров.

Из уровня техники известна система и способ диагностирования промышленного объекта, содержащая блок сбора данных, выполненный с возможностью сбора данных с комплекта датчиков промышленного объекта, блок модели промышленного объекта, выполненный с возможностью моделировать промышленный объект, блок анализа, выполненный с возможностью анализировать состояние промышленного объекта на основании данных, полученных от блока сбора данных, и модели промышленного объекта; причем блок анализа выполнен с возможностью делать заключение о нормальном или аномальном функционировании промышленного объекта на основании анализа, причем блок анализа выполнен с возможностью принимать данные об изменениях, внесенных в промышленный объект, и командовать блоку модели изменить модель в соответствии с внесенными изменениями; причем блок анализа выполнен с возможностью командовать блоку модели изменить модель промышленного объекта на основании данных о ремонте элемента промышленного объекта, характеризующаяся тем, что модель промышленного объекта представляет собой систему уравнений, описывающих зависимость значений параметра промышленного объекта от входных данных, получаемых с промышленного объекта, по меньшей мере, посредством датчиков (RU 2707423 С2, опубл. 26.11.2019 г.).

Недостатками данной системы являются: ее зависимость от наличия эксперта, который задает правила определения аномалии во все время работы системы, и, как следствие, невозможность действия способа в автоматическом режиме, а также зависимость от компетенции конкретного эксперта; использование в моделях промышленного объекта данных с датчиков, установленных на нем, не в полной мере дает возможность оценить состояние объекта из-за того, что не все его параметры и характеристики могут быть получены с таких датчиков; отсутствие в системе и способе алгоритмов прогнозирования, что не дает возможности предупредить аномальное состояние объекта заранее.

Рынок предлагает множество датчиков, устройств, онлайн-систем непрерывного мониторинга для оценки текущего состояния силовых трансформаторов (Руководство по системам интеллектуального мониторинга состояния трансформаторов (TICM) К. Дюпон, К. Бошемин, Л. Чейм, Н. Фантана, К. Кейн, Р. Скржипек, Дж. Ветцер, V Каттерсон, Б. Спарлинг (2015, 1-140).

Однако все эти системы позволяют дать с определенной вероятностью заключение о состоянии не всех систем и узлов трансформатора. При этом нет общепринятой практики расчета и использования оценки состояния СТ в целом, в режиме онлайн.

Процесс функционирования автоматизированных систем мониторинга и диагностирования должен не только собирать данные онлайн (on-line) контроля, но и анализировать их, соотнося полученный результат с другими, традиционными, принятыми в эксплуатации методами офлайн (off-line) контроля, для упреждающего выявления и диагностики развивающихся дефектов во всех системах и узлах трансформатора, предоставляя пользователям перечень возможных соответствующих действий.

Электросетевой комплекс электроэнергетического сектора РФ является одним из крупнейших в мире. В России накоплен большой опыт работы с системами АСМД. По результатам обобщения этого опыта отмечено отсутствие или ограниченная функциональность программного обеспечения, которое проводит анализ онлайн-данных. Проблема недостаточно глубокого и качественного анализа данных онлайн-контроля происходит по двум причинам. Во-первых, из-за меньшего набора контролируемых параметров по сравнению с офлайн-контролем. Во-вторых, из-за недостаточного числа регламентированных значений онлайн-параметров и их трендов, задающих границы классов технического состояния трансформатора. С другой стороны, системы диагностирования трансформатора с применением искусственного интеллекта (СИИ) на базе офлайн-измерений делают оценку технического состояния объекта на основании данных офлайн-измерений за прошедший момент времени, тем самым, могут пропустить быстроразвивающиеся дефекты.

Известны СИИ, такие как экспертно-диагностические и информационные системы (ЭДИС), оперирующие с данными офлайн-измерений. В РФ такие системы внедряются с конца 80-х - начала 90-х годов. Современные ЭДИС в большем объеме используют элементы искусственного интеллекта, решают не только тактические задачи оперативного управления эксплуатацией энергетических объектов (ЭО), но и стратегические задачи эксплуатации ЭО. Основными функциями системы являются диагностирование и назначение сроков и объемов операций технического обслуживания и ремонта для всех видов электрооборудования (как для маслонаполненного, так и не маслонаполненного).

Недостатком данной системы является то, что хотя такие системы как ЭДИС и проводят глубокий анализ технического состояния и динамики его изменения для СТ, они обладают низкой оперативностью работы, поскольку их выводы основываются на офлайн-измерениях, которые проводятся с периодичностью от 6 месяцев до нескольких лет для различных видов измерений. Соответственно такой подход не позволяет эксплуатационному персоналу своевременно выявить и предотвратить повреждения трансформаторов, которые развиваются несколько месяцев и быстрее. Для диспетчерского управления режимами трансформатора выводы о техническом состоянии СТ на основе офлайн-измерений тоже недостаточно оперативны и информативны (т.к. нет анализа изменения режимов работы, в виду ограниченного и не регулярного поступления значений параметров, характеризующих режим работы).

Несмотря на то, что подходы офлайн-диагностики давно опробованы и обладают высоким уровнем доверия, становится очевидным, что при их анализе необходимо учитывать и режим работы СТ. С другой стороны, в АСМД данные концентраций газов не используются с достаточной эффективностью, т.к. критерии оценки уровня концентраций газов и их трендов, измеренных офлайн, не всегда могут применяться к концентрациям, измеренным онлайн. Нормативные документы, регламентирующие значения допустимых значений (ДЗ) или предельно допустимых (ПДЗ) концентраций газов и их трендов, измеренных онлайн, отсутствуют. Применить существующие критерии оценки результатов измерения концентраций газов офлайн нельзя, так как, например, суточные колебания концентраций под влиянием изменения нагрузки и температуры СТ при его нормальной работе могут превышать нормы, порой - значительно, что попадает под критерий вывода СТ из работы по относительной скорости роста газов 10%/мес. Благодаря онлайн-измерениям видно, что происходит заметное изменение концентрации газов, содержащихся в трансформаторном масле, под влиянием изменения нагрузки и температуры СТ. Соответственно критерии оценки онлайн-концентраций газов должны учитывать это влияние.

Техническим результатом предложенного изобретения является устранение указанных недостатков, повышение информативности (как диагностической, так и оперативной (контроль и управление)) системы и надежности ее эксплуатации, т.е. продолжительного выполнения своих рабочих функций силовыми трансформаторами за счет возможности предотвращения аварийных и чрезвычайных ситуации на ранних стадиях, обеспечения бесперебойной передачи диагностической информации и оценок технического состояния СТ, равно как и подачи своевременных сигналов управления, например, нагрузкой, системой охлаждения. Все это также позволит снизить затраты на содержание и эксплуатацию силовых трансформаторов и позволит продлить срок их эксплуатации.

Указанный технический результат достигается в системе мониторинга, диагностирования и управления техническим состоянием силовых трансформаторов, выполненной с возможностью обмена данными с производственными системами предприятия, и содержащей сообщенные между собой через блок обмена данными, по меньшей мере, один модуль онлайн-мониторинга одного силового трансформатора и модуль офлайн-измерений и данных, по меньшей мере, одного силового трансформатора и расположенные в, по меньшей мере, одном силовом трансформаторе устройства контроля параметров силового трансформатора под напряжением в виде датчиков и приборов онлайн-мониторинга, определяющих состояние силового трансформатора - концентрацию растворенных в масле газов, влагосодержание масла и бумажной изоляции, емкость изоляции высоковольтных вводов, модуль офлайн-измерений и данных содержит первый блок хранения информации, блок обработки данных, блок анализа, второй блок хранения информации, первый блок хранения информации содержит базу хранения данных и выполнен с возможностью хранения данных офлайн- и онлайн-измерений, паспортных характеристик силового трансформатора и его составных частей, информацию о проведенных и планируемых мероприятиях по техническому обслуживанию и ремонту силового трансформатора, второй блок хранения информации содержит базу знаний и выполнен с возможностью хранения критериев оценки контролируемых офлайн-параметров, их трендов изменения, алгоритмов определения вида, характера дефекта, степени его развития, опасности и локализации, алгоритмов назначения операций технического обслуживания и ремонта с учетом вида, степени развития и опасности дефекта и его локализации, блок обработки данных модуля офлайн-измерений и данных выполнен с возможностью верификации анализируемых данных и последующего формирования сверенных и актуализированных данных, не содержащих ошибок, и сообщен своим входом с выходом первого блока хранения информации данного модуля, блок анализа модуля офлайн-измерений и данных выполнен с возможностью оценки технического состояния силового трансформатора и содержит алгоритмы: выявления вида дефекта и степени его опасности, локализации дефекта, назначения необходимых операций по техническому осмотру и ремонту и выбор их приоритетности с учетом оценок технического состояния и рисков отказа, при этом один из его входов сообщен с выходом блока обработки данных данного модуля, а второй его вход сообщен в свою очередь с выходом второго блока хранения информации данного модуля, модуль онлайн-мониторинга включает первый блок хранения информации, содержащий базу данных, блок контроля достоверности и верификации, второй блок хранения информации, содержащий базу знаний, блок адаптации моделей и алгоритмов, блок прогнозирования, блок диагностирования, блок рекомендаций, интерактивный интерфейс, первый блок хранения информации модуля онлайн-мониторинга с базой данных выполнен с возможностью хранения данных онлайн- и офлайн-измерений, паспортных и технических характеристик силового трансформатора и его составных частей, истории проведения операций по техническому обслуживанию и ремонту силового трансформатора и сообщен на одном из своих входов с датчиками онлайн-измерений службы опроса, блок контроля достоверности и верификации модуля онлайн-мониторинга выполнен с возможностью выявления недостоверных данных, исключения их из дальнейшего анализа или исключения из дальнейшего анализа недостоверных данных и их замены данными офлайн-измерений или данными, полученными в результате интерполяции соседних значений или для сглаживания аномалий, возможностью верификации анализируемых данных по соответствию их трендов изменению режима работы трансформатора - нагрузке, температуре наиболее нагретой точки, условий его работы - характеристик окружающей среды и последующего формирования сверенных и актуализируемых данных, не содержащих ошибок, блок контроля достоверности и верификации модуля онлайн-мониторинга своим входом сообщен с выходом первого блока хранения информации модуля онлайн-мониторинга, один из его выходов сообщен с одним их входов блока диагностирования, а второй его выход - с одним из входов блока прогнозирования, второй блок хранения информации данного модуля онлайн-мониторинга с базой знаний выполнен с возможностью хранения регламентированных значений контролируемых онлайн-параметров, констант и параметров используемых диагностических моделей, алгоритмов расчета и один из его выходов сообщен со вторым входом блока диагностирования, а второй его выход - со вторым входом блока прогнозирования, блок диагностирования выполнен с возможностью расчета диагностических показателей трансформатора - типа развивающегося дефекта, состояния изоляции вводов, блок прогнозирования выполнен с возможностью расчета прогнозных значений параметров, оценки времени до выхода в опасный режим работы или техническое состояние, опасную скорость расходования ресурса бумажной изоляции, предел длительности работы с перегрузкой, и соединен одним своим выходом с третьим входом блока диагностирования, блок рекомендаций выполнен с возможностью формирования на основании прогноза и результатов диагностики рекомендаций о необходимых изменениях в режиме работы силового трансформатора, по проведению дополнительных его испытаний, рекомендаций по нагрузочной способности силового трансформатора, рекомендаций об изменении режима охлаждения, первый вход блока рекомендаций сообщен с первым выходом блока диагностирования, а второй его вход - со вторым выходом блока прогнозирования, второй выход блока диагностирования, третий выход блока прогнозирования и выход блока рекомендаций сообщены с соответствующими первым, вторым и третьим входами интерактивного интерфейса, блок адаптации моделей и алгоритмов выполнен с возможностью формирования сигналов для адаптации моделей и критериев оценки данных с датчиков и приборов онлайн-мониторинга и данных, характеризующих режимы работы, на основании офлайн-данных и данных об операциях технического обслуживания и ремонта трансформатора и данных о воздействиях на него, и его выход соединен с входом второго блока хранения информации с базой знаний, а его входы с соответствующими дополнительными выходами первого блока хранения информации, блок обмена данными выполнен с возможностью передачи данных офлайн-измерений для верификации онлайн-данных для их дальнейшего учета в алгоритмах оценки технического состояния силового трансформатора, передачи оценки технического состояния модулем офлайн-измерений и данных в модуль онлайн-мониторинга для уточнения констант, используемых при расчете диагностических показателей на основании результатов онлайн-измерений, блок обмена данными на одном из своих входов сообщен с выходом блока анализа модуля офлайн-измерений и данных, на одном входе-выходе - с одним из входов-выходов первого блока хранения информации модуля онлайн-мониторинга, а на другом входе-выходе сообщен с соответствующим входом-выходом первого блока хранения информации модуля офлайн-измерений и данных.

Кроме того, система выполнена с возможностью включения в модуль офлайн-измерений и данных, по меньшей мере, одного дополнительного силового трансформатора, при этом система выполнена с возможностью подключения, по меньшей мере, одного дополнительного модуля онлайн-мониторинга дополнительного силового трансформатора.

Кроме того, система содержит выполненный с возможностью обмена данными с производственными системами предприятия блок интеграции с ними модуля офлайн-измерений и данных и модуля онлайн-мониторинга, первый вход-выход которого сообщен с соответствующим дополнительным входом-выходом первого блока хранения информации модуля онлайн-мониторинга, а второй его вход-выход сообщен с входом-выходом соответствующей производственной системы предприятия

Кроме того, блок контроля достоверности и верификации модуля онлайн-мониторинга выполнен с возможностью выявления недостоверных данных на основании математических и статистических алгоритмов.

Кроме того, блок контроля достоверности и верификации модуля онлайн-мониторинга выполнен с возможностью проверки данных на естественный диапазон значений.

Кроме того, блок прогнозирования и блок диагностирования имеют дополнительные выходы сообщенные с соответствующими дополнительными входами первого блока хранения информации модуля онлайн-мониторинга, который имеет дополнительный выход, сообщенный с дополнительным входом блока рекомендаций.

В настоящем изобретении используется синергетическое совмещение данных онлайн- и офлайн-мониторинга для:

- взаимной проверки достоверности (верификации) данных, формирования рекомендаций об обслуживании и внесении изменений в режим работы СТ на основе онлайн- и офлайн-измерений;

- автоматической адаптации математических моделей, описывающих процессы, происходящие в СТ, под изменения режимов работы, изменения характеристик узлов\систем трансформатора, в связи с ремонтом, заменой оборудования, либо в следствие деградации материалов в результате старения;

- прогнозирования развития параметров СТ для определения начала отклонения режима работы СТ от нормального;

- оценки и управления расходованием ресурса;

- управления нагрузочной способностью СТ.

С помощью набора датчиков, расположенных в элементах (узлах) СТ, отслеживают изменение контролируемых параметров трансформатора. Далее данные с датчиков обрабатываются, и рассчитываются параметры, определяющие состояние разных элементов (узлов) СТ, и прогнозы развития ряда ключевых контролируемых параметров состояния элементов СТ. Обработка данных датчиков включает в себя верификацию данных с учетом имеющихся результатов офлайн-испытаний и нахождения недостоверных данных. При расчете диагностических параметров в модуле онлайн-мониторинга используются данные офлайн-измерений. На основании заключений о состоянии и прогнозе развития состояния элементов СТ формируются рекомендации по обслуживанию СТ.

Система обеспечивает непрерывный сбор, хранение, обработку информации и техническое диагностирование в режиме непрерывного контроля параметров объекта с применением автоматизированных систем реального времени и участием человека. Такой комплексный подход к прогнозированию позволит предупреждать дефекты на ранней стадии.

Разработанная система не только дает оценку текущего технического состояния трансформатора, но и выдает управляющие сигналы и рекомендации персоналу по необходимым изменениям режима работы трансформатора, операциям технического обслуживания и ремонта.

Комплексный подход к прогнозированию имеет практическую полезность для предупреждения дефектов на ранней стадии

Изобретение иллюстрируется чертежами, где: на фиг. 1 изображена система мониторинга, диагностирования и управления техническим состоянием силовых трансформаторов, общая схема; фиг. 2 график изменения концентрации диоксида углерода.

Система содержит модуль I офлайн-измерений и данных СТ (офлайн-подсистема) и модуль II онлайн-мониторинга СТ (онлайн-подсистема), сообщенные между собой через блок 1 обмена данными.

Эта подсистема обеспечивает качество исходной информации, используемой для решения тактических и стратегических задач.

Модуль I офлайн-измерений и данных содержит первый блок 2 хранения информации, содержащий базу хранения данных, второй блок 3 хранения информации, содержащий базу знаний, блок 4 обработки данных, блок 5 анализа.

Блок 2 данного модуля I с базой хранения данных выполнен с возможностью хранения, по меньшей мере, данных офлайн- и онлайн-измерений, паспортных характеристик силового трансформатора и его составных частей, информации о проведенных и планируемых мероприятиях по техническому обслуживанию и ремонту силового трансформатора.

Блок 3 хранения информации данного модуля I с базой знаний содержит, по меньшей мере, библиотеки критериев оценки контролируемых офлайн-параметров, их трендов изменения, соотношений параметров (отраслевые, статистические, экспертные); алгоритмы определения вида, характера дефекта, степени его развития, опасности и, по возможности, локализации; алгоритмы назначения операций технического обслуживания и ремонта ТОиР (их объемов и сроков проведения) с учетом вида, степени развития и опасности дефекта и его локализации.

База знаний блока 3 выполнена с возможностью постоянного обновления и дополнения ее содержания, что является залогом востребованности системы на протяжении длительного времени и увеличения ее жизненного цикла.

Блок 4 обработки данных модуля I офлайн-измерений и данных выполнен с возможностью верификации данных и формирования сверенных и актуализированных данных, не содержащих ошибок, и сообщен своим входом с выходом блока 2. Блок 4 выполняет необходимую подготовку данных к анализу (в том числе соответствующие расчеты), выявляет ошибки в поступающих данных, возникающие из-за несоблюдения технологии проведения измерений, невнимательности персонала и несовершенства методов и аппаратуры измерения и проч., проверяет информацию на неполноту, актуальность и непротиворечивость.

Блок 5 анализа модуля I офлайн-измерений и данных выполнен с возможностью оценки технического состояния СТ и содержит, по меньшей мере, алгоритмы: выявления вида дефекта и степени его опасности, локализации дефекта, назначения необходимых операций по техническому осмотру и ремонту и выбор их приоритетности с учетом оценок технического состояния и рисков отказа,

Один из входов блока 5 анализа сообщен с выходом блока 4 обработки данных данного модуля I, а второй его вход сообщен в свою очередь с выходом блока 3.

Модуль II онлайн-мониторинга выполнен с возможностью контролирования и включает, по меньшей мере, первый блок 6 хранения информации с базой данных, блок 7 контроля достоверности и верификации, второй блок 8 хранения информации с базой знаний, блок 9 прогнозирования, блок 10 диагностирования, блок 11 рекомендаций, интерактивный интерфейс 12.

Блок 6 данных модуля II онлайн-мониторинга выполнен с возможностью хранения в своей базе, по меньшей мере, данных онлайн-измерений, данных офлайн-измерений, паспортных характеристик силового трансформатора и его составных частей, истории воздействий на трансформатор (ремонты, долив масла, замена отдельных элементов) и сообщен на одном из своих входов с датчиками онлайн-измерений службы 13 опроса.

Блок 7 контроля достоверности и верификации модуля II онлайн-мониторинга выполнен с возможностью выявления недостоверных данных, исключения их из дальнейшего анализа или исключения из дальнейшего анализа недостоверных данных и их замены данными офлайн-измерений или данными, полученными в результате интерполяции соседних значений или для сглаживания аномалий, возможностью верификации анализируемых данных по соответствию их трендов изменению режима работы трансформатора - нагрузке, температуре наиболее нагретой точки, условий его работы - характеристик окружающей среды и последующего формирования сверенных и актуализируемых данных, не содержащих ошибок.

Блок 7 контроля достоверности и верификации модуля II онлайн-мониторинга своим входом сообщен с первым выходом блока 6 данных модуля II онлайн-мониторинга. Один из выходов блока 7 сообщен с одним их входов блока 10 диагностирования, а второй его выход - с одним из входов блока 9 прогнозирования.

Блок 8 хранения информации модуля II онлайн-мониторинга выполнен с возможностью хранения в своей базе, по меньшей мере, регламентированных значений контролируемых онлайн-параметров (измеренных, расчетных и диагностических), констант и параметров используемых диагностических и прогнозных моделей, формализованных описаний алгоритмов расчета.

База данных блока 2 и база знаний блока 3 офлайн отличаются от базы данных блока 6 и базы знаний блока 8 онлайн, например, следующими видами (параметрами) измерений:

- концентраций следующих газов: водород, метан, ацетилен, этилен, этан, окись углерода и двуокись углерода, кислород, азот (первые 7 газов измеряются и онлайн);

- по физико-химическому анализу масла: температура вспышки, кислотное число, пробивное напряжение, мехпримеси, содержание антиокислительной присадки, содержание водорастворимых кислот, фурановых соединений, растворимого шлама, общее газосодержание, тангенс угла диэлектрических потерь масла при подъеме температуры 20-50-70-90 градусов, тангенс угла диэлектрических потерь масла при спаде температуры, мутность, цвет масла, поверхностное натяжение масла, максимальная амплитуда ИФК поглощение масла и соответствующая ей частота; плотность (кг/куб.м) и вязкость (мм/с) масла, содержание в нем серы (%), а также его структурно-групповой состав (Са,%-ароматические углеводороды, Ср,%-парафины, Cn,%-нафтены), влагосодержание и температура отбора масла (влагосодержание масла измеряется и онлайн, но методы измерения, а значит и точность, разные);

- степень полимеризации и влагосодержание твердой изоляции, измеренное и расчетное (расчет делает модуль офлайн, в онлайн влагосодержание тоже рассчитывается, но по другой методике);

- по диэлектрическим характеристикам твердой изоляции: тангенс угла потерь и емкость изоляции, сопротивление изоляции R_60 и R_15, коэффициент абсорбции, напряжение и температура при которых проводились измерения для основных и дополнительных (по зонам) схем измерения;

- по измерениям опыта холостого хода на пониженном напряжении: токи и мощность потерь, приложенное напряжение;

- по измерениям сопротивлений обмоток на постоянном токе: значения сопротивлений обмоток, температура измерения;

- по измерениям сопротивления короткого замыкания: значения напряжения и тока короткого замыкания, частоты напряжения измерения;

- так же заносятся результаты визуального осмотра, измерений и оценки специальных измерений (тепловизионного контроля, виброобследования, частичных разрядов, коэффициент трансформации и др.) специальной программой в виде формализованного справочника.

Соответственно база знаний содержит критерии оценки параметров офлайн и алгоритмы вывода характера, вида, степени развития\опасности дефекта, по возможности, локализации, а также алгоритма определения объемов необходимых операций технического обслуживания и ремонтов и сроков их проведения.

Даже в случае анализа одинаковых параметров онлайн и офлайн зачастую используются свои критерии оценки и алгоритмы анализа, учитывающие различие в методах измерений, их точности и зависимости от температурных и нагрузочных режимов работы.

Один из выходов блока 8 сообщен со вторым входом блока 10 диагностирования, а второй его выход - со вторым входом блока 9 прогнозирования.

Блок 9 прогнозирования выполнен с возможностью расчета прогнозных значений параметров, оценки времени до выхода в опасный режим работы или техническое состояние, опасную скорость расходования ресурса бумажной изоляции, предел длительности работы с перегрузкой, и соединен одним своим выходом с третьим входом блока 10 диагностирования.

Блок 10 диагностирования выполнен с возможностью расчета диагностических показателей трансформатора - типа развивающегося дефекта, состояния изоляции вводов.

Блок 10 диагностирования выполнен с возможностью оценки технического состояния СТ путем расчета расчетных и диагностических параметров (например, скорости изменения концентрации растворенных газов или влагосодержания масла), их трендов и соотношений, сравнения прогнозного и фактического значений контролируемых параметров на основании сравнения диагностических параметров и их трендов с уставками (например, граничное значение скорости изменения концентрации растворенного водорода 0,5 ppm/сутки), применения алгоритма вывода характера и вида дефекта (например, диагностирование наличия в трансформаторе искровых разрядов), оценки степени его опасности/развития (например, по уровню превышения значений контролируемых параметров соответствующих им регламентируемых значений (допустимых и предельно-допустимых) или скорости ухудшения параметров).

Второй из входов блока 10 диагностирования сообщен с одним из выходов блока 8, а третий из его входов - с выходом блока 9 прогнозирования.

Блок 9 прогнозирования выполнен с возможностью, по меньшей мере, расчета прогнозных значений онлайн-параметров (например, концентраций растворенных газов), оценки времени до выхода в опасный режим работы или техническое состояние (выход этих прогнозных значений за уставки), опасную скорость расходования ресурса бумажной изоляции, определения опасных отклонений текущих значений параметров состояния трансформатора от спрогнозированных ранее значений и соединен своим выходом с третьим входом блока 10 диагностирования

Блок 9 прогнозирования выполнен с возможностью краткосрочного (на глубину до 1 суток) прогноза развития значений концентраций газов на основе использования построенной автоматически модели изменения концентраций газов, на основании истории измерений концентраций газов, режима работы и температуры окружающей среды для конкретного СТ.

Блок 11 рекомендаций выполнен с возможностью формирования на основании прогноза и результатов диагностики рекомендаций, по меньшей мере, о необходимых изменениях в режиме работы силового трансформатора (например, снизить нагрузку трансформатора из-за чрезмерного нагрева масла), по проведению дополнительных его испытаний (например, измерить мощность потерь холостого хода из-за аномального развития концентраций растворенных газов), рекомендаций по нагрузочной способности силового трансформатора или по изменению режима охлаждения и об элементах трансформатора, в которых, наиболее вероятно, развивается дефект (например, отдельный охладитель из-за аномального перепада температур масла на его входе и выходе). Кроме того, в этом блоке выдаются рекомендации по нагрузочной способности СТ (например, снизить нагрузку трансформатора из-за продолжительной его работы под перегрузкой в течение предыдущих суток), предупреждения о времени нахождения при перегрузках и перегревах и пр.

Первый вход блока 11 рекомендаций сообщен с первым выходом блока 10 диагностирования, а второй его вход сообщен со вторым выходом блока 9 прогнозирования.

Интерактивный интерфейс 12 выполнен с возможностью отображения на его устройстве отображения (например, мониторе компьютера) графиков изменения контролируемых и расчетных параметров СТ, перечня воздействий на СТ, прогнозов развития параметров СТ, рекомендации по обслуживанию СТ (например, провести чистку поверхности высоковольтных вводов из-за аномального развития тангенса угла диэлектрических потерь и емкости). Второй выход блока 10 диагностирования, третий выход блока 9 прогнозирования и выход блока 11 рекомендаций сообщены с соответствующими первым, вторым и третьим входами интерактивного интерфейса 12.

Блок 14 адаптации моделей и алгоритмов выполнен с возможностью формирования сигналов для адаптации моделей и критериев оценки данных устройств (датчиков и при боров) онлайн-мониторинга и данных, характеризующих режимы работы, на основании офлайн-данных и данных об операциях технического обслуживания и ремонта трансформатора и данных о воздействиях на него, и его выход соединен с входом второго блока хранения информации с базой знаний, а его входы с соответствующими дополнительными выходами первого блока хранения информации

Блок 1 обмена данными на одном из своих входов сообщен с выходом блока 5 анализа модуля I офлайн-измерений и данных, на одном входе-выходе - с одним из входов-выходов первого блока 6 хранения информации модуля II онлайн-мониторинга, а на другом входе-выходе сообщен с соответствующим входом-выходом первого блока 2 хранения информации модуля I офлайн-измерений и данных.

Блок 1 обмена данными выполнен с возможностью передачи в модуль II онлайн-мониторинга, по меньшей мере, данных офлайн-измерений для верификации онлайн-данных для их дальнейшего учета, по меньшей мере, в алгоритмах оценки технического состояния СТ, передачи оценки технического состояния модулем I офлайн-измерений и данных в модуль II онлайн-мониторинга. Блок 1 обмена данными осуществляет свою работу по расписанию (например, проверка появления результатов офлайн-испытаний каждые сутки).

Поступающая из офлайн-подсистемы (модуль I) в онлайн-подсистему (модуль II) через блок 1 обмена данными информация о проведенных ремонтных мероприятиях (например, мероприятий по дегазации, регенерации масла, его замене, сушке твердой изоляции и пр.) влияет на изменения параметров моделей прогнозирования значений DGA(?), увлажнения изоляции, расхода остаточного ресурса и проч., изменение критериев оценки параметров on-line контроля. В подсистему онлайн (модуль II) передается информация по эксплуатационным воздействиям на СТ, оценка тех. состояния СТ off-line подсистемой и необходимые для on-line анализа данные off-line измерений, которые используются для верификации on-line данных, учитываются в алгоритмах оценки тех. состояния, в расчете остаточного ресурса, в рекомендациях персоналу по изменению режима работы СТ необходимым мероприятиям технического обслуживания и ремонта (ТОиР). Объем сведений о состоянии СТ передается на последнюю контрольную дату в прошедшем периоде. Это не только конкретные данные off-line измерений, но и информация диагностического и оценочного характера.

Источниками контролируемых параметров являются, например, устройство измерения концентраций газов, растворенных в трансформаторном масле и относительной влажности масла (ГВС), приборов контроля изоляции высоковольтных вводов, датчиков температуры верхних слоев масла, а также иных температурных параметров, если таковые предусмотрены конструкцией СТ или техническим заданием на АСМД.

В офлайн-подсистему (модуль I) из онлайн-подсистемы (модуль II) через блок 1 обмена данными передается информация по изменениям режима работы и значения онлайн-контроля для пополнения офлайн-базы хранения данных блока 2 актуальными данными и возможной корректировки диагностических выводов и расчета текущего индекса технического состояния.

Система выполнена с возможностью масштабирования пользователем системы на большое количество находящихся на контроле трансформаторов путем добавления новых объектов контроля, для чего она выполнена с возможностью включения в модуль I офлайн-измерений и данных, по меньшей мере, одного дополнительного силового трансформатора, при этом система выполнена с возможностью подключения, по меньшей мере, одного дополнительного модуля онлайн-мониторинга дополнительного силового трансформатора через интерактивный интерфейс системы.

Система содержит выполненный с возможностью обмена данными с производственными системами предприятия блок 15 интеграции модуля I офлайн-измерений и модуля II онлайн-мониторинга, при этом первый вход-выход блока 14 интеграции сообщен с соответствующим вторым входом-выходом первого блока 6 хранения информации модуля I онлайн-мониторинга, а второй его вход-выход сообщен с входом-выходом соответствующей технологической системы 16 предприятия.

Блок 7 контроля достоверности и верификации модуля онлайн-мониторинга выполнен с возможностью выявления недостоверных данных на основании математических и статистических алгоритмов. Блок 9 контроля достоверности и верификации модуля онлайн-мониторинга выполнен с возможностью проверки данных на естественный диапазон значений.

Система работает следующим образом.

С помощью различных методов, проводят офлайн-измерения во время периодических отключений СТ с определенной периодичностью. Офлайн-датчики выполняют измерения либо на отключенном от сети трансформаторе (например, измерение потерь холостого хода) либо в лабораторных условиях на образцах, отобранных из трансформатора (например, лабораторный анализ пробы трансформаторного масла).

С помощью устройств контроля (набора датчиков, расположенных в узлах (системах) СТ) проводят онлайн-измерения непосредственно на СТ на работающем оборудовании с периодичностью от нескольких секунд до нескольких часов, например, производят онлайн-измерение концентраций растворенных газов каждые 4 часа и офлайн-измерение тех же концентраций каждую неделю.

Датчики и измерительные приборы (например, газоанализаторы, омметры), проводят офлайн-измерения и оценку технического состояния СТ на основе, по меньшей мере, следующих офлайн-измерений: анализ растворенных в трансформаторном масле газов (например, их концентрация); влажность трансформаторного масла; расширенный физико-химический анализа масла (34 контролируемых параметра, например, пробивное напряжение, кислотное число, температура вспышки, увлажнение и степень полимеризации твердой изоляции (показатель степени старения), измерение изоляционных характеристик (ток утечки и тангенс угла диэлектрических потерь изоляции трансформаторных вводов, сопротивление изоляции измерительного ввода, омическое сопротивление обмоток, сопротивление короткого замыкания, мощность потерь холостого хода.

Результаты офлайн-измерений заносят в базу 2 данных. Далее данные с датчиков обрабатываются.

Заносятся в базу 2 данных и результаты офлайн-диагностирования СТ специальными методами контроля: тепловизионного контроля и виброобследования, измерения частичных разрядов и пр.

Источниками контролируемых параметров для онлайн-мониторинга являются, например, устройство (датчик) измерения концентраций газов, растворенных в трансформаторном масле и относительной влажности масла (ГВС), приборы контроля изоляции высоковольтных вводов, датчики температуры верхних слоев масла, а также иных температурных параметров, если таковые предусмотрены конструкцией СТ или техническим заданием на систему.

Данные с офлайн-датчиков и устройств специального контроля (например, тепловизоров, промышленных микрофонов, антенн) поступают в базу хранения данных блока 2 модуля I, а затем в блок 4 обработки данных этого же модуля,

В блоке 4 обработки данных производится верификации данных и формирование сверенных и актуализированных данных, не содержащих ошибок, с учетом имеющихся результатов офлайн-испытаний и нахождения недостоверных данных.

Блок 4 обработки данных выполнен с возможностью верификации, например, следующих анализируемых данных:

- верификации данных, характеризующих режим работы трансформатора (нагрузка, температура наиболее нагретой точки масла) по соответствию их трендов изменению данных и условия его работы (характеристики окружающей среды);

- верификации данных, характеризующих режим работы трансформатора по соответствию их трендов изменению данных, характеризующих техническое состояние трансформатора с использованием сравнения, как аналогичных параметров, так и корреляционной связи параметров.

Затем эти сформированные в блоке 4 данные используют для решения тактических и стратегических задач, для чего они поступают на один из входов блока 5 анализа, второй из входов которого сообщен с выходом блока 3. В блоке 5 анализа, содержащем определенные алгоритмы, производится оценка технического состояния СТ (например, выявление вида дефекта и степень его опасности, локализации дефекта и поиска его аналогов в базе данных блока 2 данных, назначения необходимых операций по техническому осмотру и ремонту и выбор их приоритетности с учетом оценок технического состояния и рисков отказа, анализа повреждаемости, анализа технико-экономических показателей, определения новых критериев диагностирования).

Через блок 1 обмена данными, один из входов которого сообщен с выходом блока 5 анализа, из модуля I (подсистемы офлайн) в модуль II (подсистему on-line) передается информация по эксплуатационным воздействиям на СТ, оценка технического состояния СТ и необходимые для on-line анализа данные off-line измерений, которые используются для верификации on-line данных, учитываются в алгоритмах оценки технического состояния, в расчете остаточного ресурса, в рекомендациях персоналу по изменению режима работы СТ, необходимым мероприятиям технического обслуживания и ремонта (ТОиР).

Объем сведений о состоянии СТ передается на последнюю контрольную дату в прошедшем периоде. Это не только конкретные данные off-line измерений, но и информация диагностического и оценочного характера.

Датчики параметров силового трансформатора модуля II онлайн-мониторинга посредством службы опроса проводят онлайн-измерения и оценку технического состояния СТ на основе, по меньшей мере, следующих онлайн-измерений:

- влагосодержание масла;

- концентрации растворенных газов;

- тока утечки через основную изоляцию вводов трансформатора.

Источниками контролируемых параметров для онлайн-мониторинга являются, например, устройство (датчик) измерения концентраций газов, растворенных в трансформаторном масле и относительной влажности масла (ГВС), приборы контроля изоляции высоковольтных вводов, датчики температуры верхних слоев масла, а также иных температурных параметров, если таковые предусмотрены конструкцией СТ или техническим заданием на систему.

Данные с датчиков обрабатываются. Результаты онлайн-измерений заносят в базу данных блока 6.

Блок 7 контроля достоверности и верификации модуля II онлайн-мониторинга своим входом сообщен с выходом базы 6 данных модуля II онлайн-мониторинга. Данные с онлайн-датчиков поступают в базу данных блока 6 модуля II, а затем в блок 7 контроля достоверности и верификации модуля II онлайн-мониторинга, где производится исключение из дальнейшего анализа недостоверных данных или исключение из дальнейшего анализа недостоверных данных и их замена, при возможности, данными офлайн-измерений или данными, полученными в результате интерполяции соседних значений.

Блок 7 контроля достоверности и верификации данных выполнен с возможностью верификации онлайн-данных:

- выявления неестественных данных на основании математических и статистических алгоритмов (например, проверка данных на естественный диапазон значений, проверка на соответствие трендов параметров датчиков и приборов онлайн-измерений изменению режимных параметров данных производственных систем, проверка соответствия трендов параметров по взаимной корреляции), а также с применением физических характеристик контролируемых и рабочих параметров;

- оценки отклонения соответствующих друг другу по времени измерения офлайн- и онлайн-данных, детектирования пиков во временных рядах офлайн- и онлайн-данных, определения недостоверных пиков во временных рядах офлайн- и онлайн-данных;

- проверка соответствия изменения данных проведенным операциям ТОиР на силовом трансформаторе. Например, при поступлении кода дегазации масла, значения концентраций газов должны снизиться ниже заданного уровня, при поступлении кода сушки твердой изоляции, должны снизиться измеренный и расчетные параметры влагосодержания масла и твердой изоляции.

Результат работы блока 7 контроля и достоверности данных (при превышении допустимой величины отклонений) может использоваться, но не ограничиваясь:

- для замены значений данных соответствующими им по времени измерения значениями офлайн-данных;

- для подачи сигнала проверки работоспособности/настройки датчиков измерения on-line данных;

- для подачи управляющего сигнала в блок адаптации моделей и алгоритмов.

Блок 7 контроля и достоверности данных использует критерии оценки достоверности, полученные из базы знаний онлайн-модуля II, при этом критерии выбираются с учетом паспортных характеристик трансформатора и срока его эксплуатации.

При отклонении между соответствующими друг другу по времени измерениями, например, концентрациями одного и того же газа выше суммарной погрешности онлайн- и офлайн-газоанализаторов выполняется детектирование пиков во временных рядах онлайн- и офлайн-данных. Если временной ряд онлайн-данных содержит значительные пики, то эти пики система идентифицирует, как недостоверные, а значения онлайн-данных заменяются соответствующими им по времени измерения офлайн-данными. Под термином «недостоверные» понимается неестественное, ненормальное значение параметра, сильно отличающееся от предыдущих значений и не соответствующее нормальной кривой развития такого контролируемого параметра, или же вовсе выходящее за пределы его нормальных значений в данной области техники.

Один из выходов блока 7 контроля достоверности и верификации сообщен с одним их входов блока 10 диагностирования, где осуществляется расчет диагностических показателей трансформатора (тип и степень развития дефекта) а второй его выход - с одним из входов блока 9 прогнозирования, где производится, по меньшей мере, расчет прогнозных значений онлайн-параметров (например, прогноз развития концентрации растворенных газов), оценки времени до выхода в опасный режим работы или техническое состояние (выход этих прогнозных значений за уставки), опасную скорость расходования ресурса бумажной изоляции, недопустимо длительное время работы с перегрузкой и куда передается необходимая информация. Блок 9 прогнозирования выполнен с возможностью глубинного прогнозирования до суток прогноза развития значений концентраций газов на основе использования построенной автоматически модели изменения концентраций газов, на основании истории измерений концентраций газов, режима работы и температуры окружающей среды для конкретного СТ.

Второй из входов блока 10 диагностирования сообщен с выходом базы знаний блока 8 модуля II онлайн-мониторинга, которая выполнена с возможностью хранения регламентированных значений контролируемых on-line (измеренных, расчетных и диагностических) параметров, констант и параметров используемых в диагностических и прогнозных моделях, формализованных описаний алгоритмов расчета.

Один из выходов базы знаний блока 8 сообщен со вторым входом блока 10 диагностирования, а второй ее выход - со вторым входом блока 9 прогнозирования, который соединен одним своим выходом с третьим входом блока 10 диагностирования.

Блок 10 диагностирования выполнен с возможностью оценки технического состояния СТ путем расчета расчетных и диагностических параметров (например, емкость и тангенс угла диэлектрических потерь основной изоляции высоковольтных вводов трансформатора), их трендов и соотношений, сравнения прогнозного и фактического значений контролируемых параметров на основании сравнения диагностических параметров и их трендов с уставками, применения алгоритма вывода характера и вида дефекта, оценки степени его опасности/развития.

Один из входов блока 11 рекомендаций сообщен с одним из выходов блока 10 диагностирования, а другой его вход соединен со вторым из выходов блока 9 прогнозирования.

В блоке 11 рекомендаций на основании информации, поступающей из блока 9 прогнозирования и результатов диагностирования, информация о которых поступает из блока 10 диагностирования формируются рекомендации, например, о необходимых изменениях в режиме работы силового трансформатора (например, снизить нагрузку трансформатора из-за чрезмерного нагрева масла), по проведению дополнительных его испытаний (например, измерить мощность потерь холостого хода из-за аномального развития концентраций растворенных газов), рекомендаций по нагрузочной способности силового трансформатора (например, снизить нагрузку из-за продолжительной работы трансформатора под перегрузкой в течение предыдущих суток), и об элементах трансформатора, в которых, наиболее вероятно, развивается дефект (например, снизить нагрузку трансформатора из-за продолжительной его работы под перегрузкой в течение предыдущих суток).

Кроме того, в этом блоке выдаются предупреждения о времени нахождения при перегрузках и перегревах и пр.

Выход блока 11 рекомендаций и вторые выходы блока 9 прогнозирования и блока 10 диагностирования сообщены с интерактивным интерфейсом 12.

Интерактивный интерфейс 12 выполнен с возможностью отображения на его устройстве отображения графиков, изменения контролируемых и расчетных параметров СТ, перечень воздействий на СТ, прогнозы развития параметров СТ, рекомендации по обслуживанию СТ (например, провести сушку трансформаторного масла).

Через блок 1 обмена данными в подсистему офлайн (off-line) - модуль I офлайн-измерений и данных передается информация по изменениям режима работы и значения онлайн (on-line) контроля для пополнения off-line базы актуальными данными и возможной корректировки диагностических выводов и расчета текущего индекса технического состояния.

Блок прогнозирования осуществляет, например, краткосрочный прогноз развития значений концентраций газов, растворенных в трансформаторном масле измеренных в режиме онлайн, на основе использования построенной автоматически прогнозной модели-изменения концентраций газов на основании истории измерений концентраций газов, режима работы и температуры окружающей среды для конкретного СТ.

С помощью набора математических методов при построении прогноза учитываются характеристики текущего состояния СТ (нормальное, ухудшающееся) и режимов работы (по параметрам СТ), время достижения допустимых и предельно допустимых значений параметрами СТ, износ (уменьшение ресурса) СТ.

Прогнозная модель представляет собой обучаемую регрессионную модель, связывающую прогнозное значение концентрации с предыдущими значениями концентрации и факторами, оказывающими влияние на значения концентраций: нагрузкой и температурными параметрами СТ. Результатом построения модели является формульное описание зависимости концентрации от описанных параметров, при помощи которого можно строить прогнозы развития концентрации и определять прогнозируемое время достижения концентрацией каждого из газов своих допустимых и предельно допустимых значений.

В случае наличия развивающегося дефекта СТ в качестве сигналов (сведений) используют, например, следующие:

- наличие разницы между прогнозом развития концентраций растворенных газов, рассчитанных при помощи прогнозной модели, и измеренными фактическими значениями концентраций;

- наличие разницы между значением текущего тренда изменения параметра и тренда, рассчитанного на основе прежних измерений с учетом влияния режима работы СТ и иных факторов, причем значение исторического тренда адаптируется с учетом процессов старения материалов СТ;

- наличие разницы между значением, рассчитанным по прогнозной модели и регламентированными значениями.

При расчете скорости изменения параметров используют, например, два скользящих окна продолжительностью 7 или 30 дней. Скоростью изменения параметра определяется по отношению разности средних значений параметра в окнах на начало и конец периода определения скорости изменения.

Каждый из модулей на основании собственных моделей расчета, данных других моделей и данных офлайн-измерений, включая информацию о ремонтах и мероприятиях по обслуживанию СТ, выдает оценку технического состояния в виде характера развивающегося или предполагаемого дефекта и степени его развития и формирует рекомендации персоналу о необходимых действиях.

Кроме того, происходит объединение результатов блоков, реализующие отдельные модели и рекомендации, и формирование общей рекомендации по обслуживанию СТ.

Например, система мониторинга, диагностирования и управления техническим состоянием СТ, которая содержит в себе функционал прогнозирования развития концентраций растворенных газов и функционал определения диапазона возможных значений концентраций в зависимости от нагрузки и температуры СТ показана на фиг. 2.

Подсистема планирования и мониторинга операций по техническому обслуживанию и ремонту оборудования автоматически составляет планы эксплуатационных мероприятий на основе библиотеки, содержащей условия и периодичность проведения измерений и других мероприятий ТОиР.

Алгоритм анализа повреждаемости оборудования может содержать: описание повреждения (его классификацию), формализованное с помощью классификационных справочников; описание повреждения, формализованное с помощью классификационных справочников; сценарии анализа повреждаемости на основе актов повреждений и рассчитанных показателей надежности; базу данных развития дефектов трансформаторов, подтвержденных вскрытием оборудования. Развитие дефектов показано историей изменения значений контролируемых параметров и видов измерений, в том числе APT.

Подсистема определения новых критериев диагностирования рассчитывает критерии оценки контролируемых параметров на основе данных эксплуатации всего парка СТ, накопленных в БД системы.

Подсистема анализа технико-экономических показателей парка СТ позволяет: анализировать динамику изменений количества СТ, стоящих на учащенном контроле (с развитиями повреждений, требующих ТОиР); анализировать статистические выборки как по паспортным характеристикам оборудования, так и по оперативной информации (результатам проведенных измерений и операциям ТОиР, внешним воздействиям); рассчитывать удельные затраты и трудоемкость ТОиР по группам оборудования.

Рассмотрим работу системы на примере анализа оценки уровня концентрации растворенных в трансформаторном масле газов.

Критерии оценки уровня концентраций газов и их трендов, измеренных офлайн, не всегда могут применяться к концентрациям, измеренным on-line. Нормативные документы, регламентирующие допустимые значения или предельно допустимые значения концентраций газов и их трендов, измеренных on-line, отсутствуют.

Представленный на фиг. 2 график изменения концентрации диоксида углерода, измеренный онлайн, показывает сколь заметно изменение концентрации под влиянием изменения нагрузки и температуры СТ. Соответственно критерии оценки онлайн-концентраций газов должны учитывать это влияние. На фиг. 2 изображены две кривых изменения концентрации диоксида углерода: более темная линия соответствует предсказанному значению, а светлая - измеренному. По результатам сравнения предсказанных значений и фактически измеренных их разница составляет от 3,2-5,4%.

Блок 9 прогнозирования использует в своей работе, по меньшей мере, модель изменения концентраций газов. Модель строится системой автоматически с помощью методов машинного обучения на основании истории измерений концентраций газов, режима работы и температуры окружающей среды для конкретного СТ. Предиктивная модель является комбинацией авторегрессионной и регрессионной моделей. Она связывает значения концентраций с историческими значениями концентраций и значениями температуры окружающей среды, масла и нагрузки СТ. Затем эта предиктивная модель используется для построения краткосрочного прогноза значений концентраций газов, с учетом текущих значений, нагрузки трансформатора и температур верхних слоев масла и окружающей среды.

Спрогнозированные значения концентраций газов используются для определения момента достижения ими допустимых и предельно допустимых значений. Кроме того, модель применяется для выявления аномальных отклонений в процессе онлайн-измерения от спрогнозированных значений, которые означают либо проблему корректности измерений, получаемых с датчиков, либо быстроразвивающийся дефект. Алгоритм анализа аномальных отклонений концентраций газов имеет возможность различать эти причины.

Например, производят онлайн-измерение концентраций растворенных газов каждые 4 часа и офлайн-измерение тех же концентраций каждую неделю. При отклонении между соответствующими друг другу по времени измерения концентрациями одного и того же газа выше суммарной погрешности онлайн- и офлайн-газоанализаторов выполняется детектирование пиков во временных рядах онлайн- и офлайн-данных. Если временной ряд онлайн-данных содержит значительные пики, то эти пики система идентифицирует, как недостоверные, а значения онлайн-данных заменяются соответствующими им по времени измерения офлайн-данными. Под термином «недостоверные» понимается неестественное, ненормальное значение параметра, сильно отличающееся от предыдущих значений и не соответствующее нормальной кривой развития такого контролируемого параметра, или же вовсе выходящее за пределы его нормальных значений в данной области техники.

В блоке 6 знаний уточнены некоторые модели и расчеты, рекомендуемые международными стандартами, с помощью данных офлайн, соответствующих конкретному СТ.

Например, по офлайн-данным уточняются коэффициенты А и В формулы, связывающей температуру масла Т и максимальное влагонасыщение масла S, используемое в математической модели расчета влагосодержания твердой изоляции СТ:

где:

А и В - эмпирические коэффициенты, зависящие от свойств масла,

Т - температура масла в Кельвинах.

Также, например:

- по офлайн-данным уточняются термические постоянные СТ, используемые при онлайн-расчете температуры наиболее нагретой точки обмотки СТ;

- по офлайн-данным определяется емкость изоляции вводов СТ, используемая при онлайн-расчете относительного изменения емкости вводов, определяющей их состояние;

- по офлайн-данным определяется кислотное число масла (К - ниже по тексту в формуле), которое используется для расчета скорости износа СТ по онлайн-данным по методике [2]:

где:

- L - износ ресурса трансформатора за промежуток времени от t₀ до t₀+T;

- К_и К_баз - текущее измеренное значение и базовое значение кислотного числа масла;

- w_и w_баз - текущее измеренное значение и базовое значение относительной влажности масла;

- θ_h - температура наиболее нагретой точки обмотки;

- Δ - поправочный коэффициент.

С помощью набора математических методов при построении прогноза учитываются характеристики текущего состояния СТ (нормальное, ухудшающееся) и режимов работы (по параметрам СТ), время достижения допустимых и предельно допустимых значений параметрами СТ, износ (уменьшение ресурса) СТ.

Формулируют прогнозную модель, дающую краткосрочный прогноз концентраций газов, растворенных в трансформаторном масле, измеренных в режиме онлайн.

Прогнозная модель представляет собой обучаемую регрессионную модель, связывающую прогнозное значение концентрации с предыдущими значениями концентрации и факторами, оказывающими влияние на значения концентраций: нагрузкой и температурными параметрами СТ.

Результатом построения модели является формульное описание зависимости концентрации от описанных параметров, при помощи которого можно строить прогнозы развития концентрации и определять прогнозируемое время достижения концентрацией каждого из газов своих допустимых и предельно допустимых значений:

где:

- c_i - значение концентрации, рассчитанное на i-м шаге расчета;

- n - количество предыдущих значений, учитываемых в модели;

- t_i - измеренное значение температуры;

- I_i - измеренное значение нагрузки.

Система посредством блока 11 рекомендаций формирует перечень рекомендаций об изменении режима работы СТ или необходимости проведения дополнительных измерений и предлагает персоналу, обслуживающему эксплуатируемую систему, рекомендации по осуществлению необходимых изменений режима работы СТ, операциям технического обслуживания и ремонта, основанный на статистических данных базы знаний модуля офлайн о СТ.

В частности, используя базу знаний блока 3 модуля I офлайн-измерений, устанавливается соответствие между значениями расчетных онлайн-параметров, возможным дефектом трансформатора и рекомендациями о выполнении дополнительных офлайн-измерений и изменениях в режим работы СТ.

Например, значительное повышение температурных параметров СТ (например, температура верхних слоев масла, температура наиболее нагретой точки обмотки) при увеличении напряжения СТ может быть вызвано дефектам системы прессовки магнитопровода СТ, для определения достоверности которых необходимо дополнительно провести тепловизионное обследование СТ.

Значительное повышение влажности масла может быть вызвано разгерметизацией трансформатора, для установления достоверности которой необходимо провести офлайн-измерения влажности и концентраций растворенных газов.

Значительное повышение концентрации водорода или углеводородных газов в трансформаторном масле может быть вызвано нарушением межлистовой изоляции СТ(?), для установления достоверности которой необходимо провести измерение потерь холостого хода, температуры вспышки и кислотности трансформаторного масла.

Таким образом, как это следует из выше изложенного предложенная система позволит производить автоматическое определение технического состояния СТ по данным онлайн-измерений с применением сведений о режимных параметрах СТ производственных систем предприятия, офлайн-данных и базы знаний, формировать прогнозы развития контролируемых параметров СТ, автоматически формировать рекомендации персоналу по необходимым изменениям режима работы СТ, операциям технического обслуживания и ремонта СТ.

Совместное использование данных онлайн и офлайн с последующей их обработкой уточняет результат диагностирования и исключает вовлечение в процесс диагностирования некорректных данных онлайн-измерений. Алгоритмы, используемые в предложенной системе, являются адаптивными и позволяют, в том числе, уточнить математические модели в применении к конкретному типу СТ, в приложении к изменяющимся режимным параметрам, данным окружающей среды, текущим и историческим данным контролируемых параметров. Индекс технического состояния СТ, рассчитанного офлайн, может быть уточнен на текущий момент времени по данным онлайн.

Параметры, используемые для анализа можно группировать следующим образом: параметры, связанные с расчетом температуры наиболее нагретой точки обмотки СТ; параметры, связанные с диагностикой СТ по данным анализа газов, растворенных в масле СТ; параметры, связанные с расчетом влагосодержания масла и твердой изоляции СТ; параметры, связанные с расчетом остаточного ресурса СТ; параметры, связанные с расчетом нагрузочной способности СТ.

Используемые модели возможно адаптировать к изменению режима работы СТ (вследствие колебаний нагрузки, изменения работы системы охлаждения), влиянию температуры окружающей среды, влиянию процессов старения материалов СТ, изменения индекса технического состояния СТ, влиянию проведенных операций по ремонтам и обслуживанию СТ.

В качестве сведений (сигналов) о развивающемся дефекте СТ используют разницы между прогнозом развития концентраций растворенных газов, рассчитанных при помощи прогнозной модели, и измеренными фактическими значениями концентраций, разницы между значением текущего тренда изменения параметра и тренда, рассчитанного на основе прежних измерений с учетом влияния режима работы СТ и иных факторов, причем значение исторического тренда адаптируется с учетом процессов старения материалов СТ, разницы между значением, рассчитанным по прогнозной модели и регламентированными значениями.

При расчете скоростей изменения параметров используются два скользящих окна продолжительностью 7 или 30 дней. Скоростью изменения параметра определяется по отношению разности средних значений параметра в окнах на начало и конец периода определения скорости изменения.

Каждый из блоков на основании собственных моделей расчета и данных других моделей и данных офлайн-измерений, включая информацию о ремонтах и мероприятиях по обслуживанию, выдает оценку технического состояния в виде характера развивающегося ли предполагаемого дефекта и степени его развития и выдает формирует рекомендации персоналу о необходимых действиях.

Объединение результатов, реализующие отдельные модели и рекомендации, и формирование общей рекомендации по обслуживанию СТ. Примерами могут быть реализация системы мониторинга, диагностирования и управления техническим состоянием СТ, содержащая в себе функционал прогнозирования развития концентраций растворенных газов в виде, показанном на рисунке ниже, и функционал определения диапазона возможных значений концентраций в зависимости от нагрузки и температуры СТ в виде, показанном на рисунке ниже.

Система была испробована в опытной эксплуатации на электрической подстанции 500 кВ, где соответствующими онлайн- и офлайн-подсистемами были оснащены два автотрансформатора, находящихся на особом контроле. Система проработала на подстанции более года. В нормальных режимах работы прогнозирование результатов АРГ показало хорошие результаты. Расхождение между фактическими и спрогнозированными значениями концентраций углеводородных газов не превышающим 5 ppm. Кроме того, на одном из трансформаторов в течение опытной эксплуатации системы проводилась дегазация, а на другом было резкое повышение нагрузки. Предиктивная модель значений АРГ в обоих случаях дав первоначально увеличение ошибки предсказания, достаточно быстро вернулась к обычной точности предсказаний.

Разработанный подход построения предиктивной модели результатов оценки уровня концентрации растворенных в трансформаторном масле газов имеет высокую точность. Используемая модель обеспечивает наилучшее сочетание точности, интерпретируемости и вычислительных затрат по сравнению с иными методами прогнозирования.

Рассматриваемая система предлагает комплексный подход к прогнозированию за счет объединения и использования в нем онлайн- и офлайн-диагностирования, при котором достигается синергетический эффект от объединения этих подходов. Предложенная система не только дает высоко информационную оценку текущего технического состояния трансформатора(ов), предупреждает дефекты на ранней стадии, но и выдает управляющие сигналы и рекомендации персоналу по необходимым изменениям режима работы данного оборудования, операциям технического обслуживания и ремонта.

Предложенная система представляет собой комплекс средств для сбора параметров СТ в онлайн- и офлайн-режимах, для хранения, учета и анализа данных офлайн- и онлайн-измерений, для обмена и совместного анализа данных онлайн- и офлайн-измерений. Кроме того, система может осуществлять передачу и прием информации от производственных систем предприятия, отображать информацию пользователю.

Предложенная комплексная интеллектуальная система мониторинга позволит с большей степенью достоверности использовать в процессе эксплуатации результаты расчетов онлайн-систем мониторинга и сделать работу с такими системами максимально полезной и максимально автоматизированной, не вовлекающей персонал в процесс диагностирования, выдающей понятный конечный результат.

Указанный технический результат достигается за счет представленной в формуле изобретения совокупности существенных признаков, каждый из которых является необходимым, а вся совокупность достаточной для его достижения.

Изобретение позволит повысить точность диагностики за счет повышения информативность системы, повысить надежность ее эксплуатации, т.е. продолжительное выполнение своих рабочих функций силовыми трансформаторами за счет возможности предотвращения аварийных и чрезвычайных ситуации на ранних стадиях, обеспечения бесперебойной передачи показаний и повысить степень обоснованности рекомендаций по работе системы. Все это также позволит снизить затраты на содержание и эксплуатацию силовых трансформаторов.

Технический результат достигается за счет возникающего синергетического эффекта, достигаемого представленной в формуле изобретения совокупностью существенных признаков, каждый из которых является для этого необходимым, а вся совокупность достаточной.

1. Система мониторинга, диагностирования и управления техническим состоянием силовых трансформаторов, выполненная с возможностью обмена данными с производственными системами предприятия и содержащая сообщенные между собой через блок обмена данными, по меньшей мере, один модуль онлайн-мониторинга одного силового трансформатора и модуль офлайн-измерений и данных, по меньшей мере, одного силового трансформатора и расположенные в, по меньшей мере, одном силовом трансформаторе устройства контроля параметров силового трансформатора под напряжением в виде датчиков и приборов онлайн-мониторинга, определяющих состояние силового трансформатора - концентрацию растворенных в масле газов, влагосодержание масла и бумажной изоляции, емкость изоляции высоковольтных вводов, модуль офлайн-измерений и данных содержит, первый блок хранения информации, блок обработки данных, блок анализа, второй блок хранения информации, первый блок хранения информации содержит базу хранения данных и выполнен с возможностью хранения данных офлайн- и онлайн-измерений, паспортных характеристик силового трансформатора и его составных частей, информацию о проведенных и планируемых мероприятиях по техническому обслуживанию и ремонту силового трансформатора, второй блок хранения информации содержит базу знаний и выполнен с возможностью хранения критериев оценки контролируемых офлайн-параметров, их трендов изменения, алгоритмов определения вида, характера дефекта, степени его развития, опасности и локализации, алгоритмов назначения операций технического обслуживания и ремонта с учетом вида, степени развития и опасности дефекта и его локализации, блок обработки данных модуля офлайн-измерений и данных выполнен с возможностью верификации анализируемых данных и последующего формирования сверенных и актуализированных данных, не содержащих ошибок, и сообщен своим входом с выходом первого блока хранения информации данного модуля, блок анализа модуля офлайн-измерений и данных выполнен с возможностью оценки технического состояния силового трансформатора и содержит алгоритмы: выявления вида дефекта и степени его опасности, локализации дефекта, назначения необходимых операций по техническому осмотру и ремонту и выбор их приоритетности с учетом оценок технического состояния и рисков отказа, при этом один из его входов сообщен с выходом блока обработки данных данного модуля, а второй его вход сообщен в свою очередь с выходом второго блока хранения информации данного модуля, модуль онлайн-мониторинга включает первый блок хранения информации, содержащий базу данных, блок контроля достоверности и верификации, второй блок хранения информации, содержащий базу знаний, блок адаптации моделей и алгоритмов, блок прогнозирования, блок диагностирования, блок рекомендаций, интерактивный интерфейс, первый блок хранения информации модуля онлайн-мониторинга с базой данных выполнен с возможностью хранения данных онлайн- и офлайн-измерений, паспортных и технических характеристик силового трансформатора и его составных частей, истории проведения операций по техническому обслуживанию и ремонту силового трансформатора и сообщен на одном из своих входов с датчиками онлайн-измерений службы опроса, блок контроля достоверности и верификации модуля онлайн-мониторинга выполнен с возможностью выявления недостоверных данных, исключения их из дальнейшего анализа или исключения из дальнейшего анализа недостоверных данных и их замены данными оффлайн-измерений или данными, полученными в результате интерполяции соседних значений или для сглаживания аномалий, возможностью верификации анализируемых данных по соответствию их трендов изменению режима работы трансформатора - нагрузке, температуре наиболее нагретой точки, условий его работы - характеристик окружающей среды и последующего формирования сверенных и актуализируемых данных, не содержащих ошибок, блок контроля достоверности и верификации модуля онлайн-мониторинга своим входом сообщен с выходом первого блока хранения информации модуля онлайн-мониторинга, один из его выходов сообщен с одним их входов блока диагностирования, а второй его выход - с одним из входов блока прогнозирования, второй блок хранения информации данного модуля онлайн-мониторинга с базой знаний выполнен с возможностью хранения регламентированных значений контролируемых онлайн-параметров, констант и параметров используемых диагностических моделей, алгоритмов расчета и один из его выходов сообщен со вторым входом блока диагностирования, а второй его выход - со вторым входом блока прогнозирования, блок диагностирования выполнен с возможностью расчета диагностических показателей трансформатора - типа развивающегося дефекта, состояния изоляции вводов, блок прогнозирования выполнен с возможностью расчета прогнозных значений параметров, оценки времени до выхода в опасный режим работы или техническое состояние, опасную скорость расходования ресурса бумажной изоляции, предел длительности работы с перегрузкой, и соединен одним своим выходом с третьим входом блока диагностирования, блок рекомендаций выполнен с возможностью формирования на основании прогноза и результатов диагностики рекомендаций о необходимых изменениях в режиме работы силового трансформатора, по проведению дополнительных его испытаний, рекомендаций по нагрузочной способности силового трансформатора, рекомендаций об изменении режима охлаждения, первый вход блока рекомендаций сообщен с первым выходом блока диагностирования, а второй его вход - со вторым выходом блока прогнозирования, второй выход блока диагностирования, третий выход блока прогнозирования и выход блока рекомендаций сообщены с соответствующими первым, вторым и третьим входами интерактивного интерфейса, блок адаптации моделей и алгоритмов выполнен с возможностью формирования сигналов для адаптации моделей и критериев оценки данных с датчиков и приборов онлайн мониторинга и данных, характеризующих режимы работы, на основании офлайн-данных и данных об операциях технического обслуживания и ремонта трансформатора и данных о воздействиях на него, и его выход соединен с входом второго блока хранения информации с базой знаний, а его входы с соответствующими дополнительными выходами первого блока хранения информации, блок обмена данными выполнен с возможностью передачи данных офлайн - измерений для верификации онлайн-данных для их дальнейшего учета в алгоритмах оценки технического состояния силового трансформатора, передачи оценки технического состояния модулем офлайн-измерений и данных в модуль онлайн-мониторинга для уточнения констант, используемых при расчете диагностических показателей на основании результатов онлайн-измерений, блок обмена данными на одном из своих входов сообщен с выходом блока анализа модуля офлайн-измерений и данных, на одном входе-выходе - с одним из входов-выходов первого блока хранения информации модуля онлайн-мониторинга, а на другом входе-выходе сообщен с соответствующим входом-выходом первого блока хранения информации модуля офлайн-измерений и данных.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что она выполнена с возможностью включения в модуль офлайн-измерений и данных, по меньшей мере, одного дополнительного силового трансформатора, при этом система выполнена с возможностью подключения, по меньшей мере, одного дополнительного модуля онлайн-мониторинга дополнительного силового трансформатора.

3. Система по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что она содержит выполненный с возможностью обмена данными с производственными системами предприятия блок интеграции с ними модуля офлайн-измерений и данных и модуля онлайн мониторинга, первый вход-выход которого сообщен с соответствующим дополнительным входом-выходом первого блока хранения информации модуля онлайн-мониторинга, а второй его вход-выход сообщен с входом-выходом соответствующей производственной системы предприятия.

4. Система по п. 1, отличающаяся тем, что блок контроля достоверности и верификации модуля онлайн-мониторинга выполнен с возможностью выявления недостоверных данных на основании математических и статистических алгоритмов.

5. Система по п. 1, отличающаяся тем, что блок контроля достоверности и верификации модуля онлайн-мониторинга выполнен с возможностью проверки данных на естественный диапазон значений.

6. Система по п. 1, отличающаяся тем, что блок прогнозирования и блок диагностирования имеют дополнительные выходы, сообщенные с соответствующими дополнительными входами первого блока хранения информации модуля онлайн-мониторинга, который имеет дополнительный выход, сообщенный с дополнительным входом блока рекомендаций.