Книга - Использование элементов искусственного интеллекта: компьютерная поддержка оперативных решений в интеллектуальных электрических сетях

Использование элементов искусственного интеллекта: компьютерная поддержка оперативных решений в интеллектуальных электрических сетях
Александр Юрьевич Хренников

Юрий Яковлевич Любарский


Для «умных» электрических сетей рассмотрены интеллектуальные программные средства, выполняющие новые функции и повышающие уровень компьютерной поддержки диспетчерских решений. Одна из целей построения умных сетей – обеспечение восстановления после аварий, основное внимание уделяется проблемам диагностики нештатных ситуаций, интеллектуальному мониторингу состояний электрических сетей, планированию послеаварийного восстановления электроснабжения. Подробно рассмотрен новый вид программного тренажера для диспетчеров электрических сетей – тренажер анализа нештатных ситуаций. Изложение в книге сопровождается множеством примеров в форме протоколов работы реальных интеллектуальных систем. Книга предназначена для руководителей и специалистов оперативных служб предприятий энергетических систем, электрических и распределительных сетей и электрических станций, филиалов ПАО «Россети», ПАО «ФСК ЕЭС», слушателей курсов повышения квалификации, а также студентов электроэнергетических специальностей.





Александр Хренников, Юрий Любарский

Использование элементов искусственного интеллекта: компьютерная поддержка оперативных решений в интеллектуальных электрических сетях



2-е издание (добавлены главы 7, 8, 9)

ПРЕДИСЛОВИЕ

В учебном пособии под интеллектуальными электрическими сетями понимаются такие электросети, для управления которыми используются программные средства, основанные на методах искусственного интеллекта (ИИ). Рассматривается, в основном, управление «через человека» – диспетчерское управление. Интеллектуальные программы при таком подходе обеспечивают компьютерную поддержку диспетчерских решений. Это ни в коей мере не исключает других возможных применений ИИ в электросетях, но эти возможности остаются за рамками данного пособия.

Для «интеллектуальных» электрических сетей рассмотрены основанные на методах ИИ программные средства, выполняющие новые функции и повышающие уровень компьютерной поддержки диспетчерских решений.

Учитывая, что одна из целей построения интеллектуальных сетей – обеспечение восстановления после аварий, основное внимание в книге уделяется проблемам диагностики нештатных ситуаций, интеллектуальному мониторингу состояний электрических сетей, планированию послеаварийного восстановления электроснабжения. Подробно рассмотрен новый вид программного тренажера для диспетчеров электрических сетей – тренажер анализа нештатных ситуаций.

В рамках использования ИИ рассмотрена многоагентная структура интеллектуальной автоматизированной структуры диспетчерского управления.

Рассмотрена также задача анализа аварий и возможность формирования (на основе данных оперативно-информационного комплекса) оперативной справки об аварии в энергосистеме.

Рассмотрена организация расследований технологических нарушений и аварий на подстанциях (с примерами протоколов расследования).

Вводится понятие «объемного» принятия решений, отражающее участие в принятии решений групп специалистов, обладающих различными компетенциями. При этом используется концепция экспертной системы с «доской объявлений».

Для облегчения преобразования эксплуатационного опыта технологов в формализмы естественно-языковой экспертной системы рассмотрена возможность применения концепции экстремального программирования.

Для определенности при изложении в данном пособии предполагается применение экспертной системы (оболочки) МИМИР, так как эта система имеет ряд успешных применений в электроэнергетических задачах.

Изложение в книге сопровождается множеством примеров в форме протоколов работы реальных интеллектуальных систем.

Учебное пособие предназначено для студентов магистратуры электроэнергетических специальностей, обучающихся по направлению «Электроэнергетика и электротехника» и магистрантов направления «Электроэнергетика и электротехника», профили «Электроэнергетические системы и сети» при изучении дисциплины «Информационно-измерительные системы», специалистов технических оперативных служб предприятий энергетических систем, электрических и распределительных сетей и электрических станций, филиалов ПАО «Россети», ПАО «ФСК ЕЭС», слушателей курсов повышения квалификации, а также студентов электроэнергетических специальностей. служб предприятий электрических и распределительных сетей и электрических станций, слушателей курсов повышения квалификации электроэнергетического профиля. Севастопольского госуниверситета и ряду других специализаций. Пособие соответствует также специализациям «Активно-адаптивные системы электроснабжения» СПбПУ Петра Великого 2.13.04.02 (https://spb.postupi.online/vuz/spbpu/specialnost-magistr/2.13.04.02/)Интеллектуальные системы энергоснабжения (https://sevastopol.postupi.online/vuz/sevgu/programma-magistr/5141/).



Глава 1. ПРОГРАММНЫЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ПОДДЕРЖКИ ДИСПЕТЧЕРСКИХ РЕШЕНИЙ

Однажды много лет назад Декарт, взглянув через зарешеченное окно на росший во дворе дуб, понял, что с помощью оконной решетки можно задать числами положения частей дуба: ствола, ветвей, листьев, – оцифровать дуб! Уменьшая размер ячеек решетки, можно получить оцифровки дуба, содержащие все больше и больше деталей. Декарт воскликнул: «Эврика!» и создал прямоугольную декартову систему координат. Это был момент величайшего значения в математизации физики и начало цифровизации. Любой материальный объект мог быть закодирован с помощью декартовых координат. Описание движения этого объекта могло быть представлено в виде функциональных преобразований декартовых координат. Можно сказать, что был создан числовой образ физического пространства. Сегодняшняя цифровизация началась именно с этого события.



1.1.ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ СОВРЕМЕННЫХ ИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ



ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Важной задачей модернизации систем компьютерной поддержки оперативных энергетических задач является автоматизация функций технологического управления в энергосистемах. Разработки в этой области часто оказываются весьма трудоемкими и не всегда успешными. Результаты работы существенно зависят от правильного анализа источников знаний и от выбора методов реализации. Здесь конкурируют «традиционные» программные методы и методы, основанные на идеях искусственного интеллекта. При этом далеко не всегда «интеллектуальные» методы оказываются предпочтительными – иногда их применение может привести к излишнему усложнению разрабатываемой системы. С другой стороны, «традиционные» методы могут затруднить разработку продуктов, приемлемых для использования технологами – «эксплуатационниками». Поэтому важно на раннем этапе разработки для конкретной задачи правильно выбрать метод реализации, оценить целесообразность «ставки» на интеллектуальный метод [3,38].



ИСТОЧНИКИ ЗНАНИЙ

Приступая к разработке автоматизированной системы для новой технологической задачи, необходимо определить источники знаний (ИЗ) об этой задаче. Среди множества возможных ИЗ наибольший интерес для разработчика представляют:

– эксплуатационный опыт ЭО,

– техническое задание ТЗ на разработку,

– эксплуатационные инструкции ЭИ,

ЭО – опыт эксплуатационного персонала, постоянно «в уме» решающего задачу, которую нужно автоматизировать. К сожалению, это часто невербальный (не зафиксированный в текстах) опыт. Его преобразование в словесную форму – очень трудоемкий процесс.

Выбор ТЗ в качестве основного источника был бы идеальным, но, к сожалению, в таких документах часто нет необходимой полноты информации, содержатся противоречия.

Наконец, ЭИ (технологические инструкции, указания и т.п.) – регламентированные документы являются, безусловно, достоверным источником знаний, но как правило, источником существенно неполным, фрагментарным: регламентированные инструкции обычно охватывают только некоторые (пусть и важнейшие) эксплуатационные операции, состояния и пр., в то время, как для разработки системы требуется «полный спектр» таких знаний. Пробелы в ЭИ разработчику системы приходится заполнять «здравым смыслом», то есть тем же эксплуатационным опытом. Поэтому следует признать опыт эксплуатационного персонала основным источником знаний для разрабатываемой системы [1-9].



1.2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАССУЖДЕНИЯ КАК ПРЕДМЕТ КАК ПРЕДМЕТ МОДЕЛИРОВАНИЯ

Для представления эксплуатационного опыта в разрабатываемой системе следует решить две задачи:

– выбрать формализм для представления ЭО,

– преобразовать невербальный опыт в рамки выбранного формализма.

При выборе формализма необходимо стремиться к максимальной его близости к «человеческим» представлениям. Этому требованию отвечает использование формализма рассуждения, понимаемого как ряд мыслей, суждений, умозаключений на какую-нибудь тему, изложенных в логически последовательной форме. Далее, полагаем, что эта цепочка суждений представляется в виде последовательности модулей-вопросов, каждый из которых состоит из:

– текста вопроса,

– анализа ответа.

Близость такого формализма к человеческим суждениям достигается тем, что вопросы формулируются на естественном языке человека.

Приведем примеры вопросов, используемых в некоторых реализованных системах.



(а) Система оперативного рассмотрения ремонтных заявок:

Заявки разрешенные, оборудование ЛЭП, сечения, оборудование уровень 500?

Запрашиваются разрешенные заявки на линии, которые входят в сечения, содержащие оборудование уровня 500 кВ.

(б) Система анализа нештатных ситуаций в электрических сетях:

(б1) оборудование шина объект *75, узлы, выключатели вкл.?

Запрашивается оборудование вида «шина», принадлежащее энергетическому объекту с номером *75, такое, что эти шины через электрические узлы связаны с выключателями, находящимися во включенном положении.

(б2) оборудование, узлы, выключатели, узлы, выключатели изменение?

Запрашивается оборудование, которое через электрические узлы присоединено к выключателям, которые, в свою очередь, через узлы присоединены к выключателям, положение которых изменилось.

В практических системах для решения задач одного вопроса, даже весьма сложного, оказывается недостаточно – в рассуждение входит множество иерархически организованных вопросов. Так, при распознавании ситуации «дальнего» резервирования [1] система сначала определяет «погашенные» шины подстанций и отключившиеся линии, затем – срабатывание защит на подстанции с погашенными шинами и на смежных присоединениях. Учитываются ступени сработавших защит линий. На подстанции, где имелось повреждение, вызвавшее ситуацию дальнего резервирования, защита работает первой ступенью, а на смежных подстанциях – более старшими ступенями.

В системах, основанных на технологических рассуждениях, моделируются формализмы рассуждений. Для этого вопросы автоматически преобразуются в SQL-форму Базы данных, выстраиваются цепочки модулей-запросов. Результатом является модель, называемая программой-рассуждением ПР. В практических информационных системах может быть несколько ПР, а количество вопросов в каждой ПР может достигать сотен. Таким образом, при реализации системы требуется

– преобразовать эксплуатационный опыт в формализмы рассуждений,

– преобразовать эти формализмы в множество программ-рассуждений [9-14].



1.3. СПЕЦИАЛИЗАЦИЯ РАЗРАБОТЧИКОВ

Рассмотрим вопрос формирования коллектива разработчиков информационной системы. При «традиционном» методе разработки требуется коллектив квалифицированных программистов, учет технологического содержания осуществляется на основе ТЗ.

При интеллектуальном методе разработки для создания формализмов рассуждений обязательно требуется привлечь к работе компетентного в решении данной задачи представителя эксплуатационного персонала. К сожалению, обычно таких специалистов немого, они очень загружены своими текущими делами, время, которое они могут уделить разработчикам системы весьма дефицитно. Поэтому при разработке интеллектуальных систем появляется новый «персонаж» – специалист по знаниям СЗ. Интересно сравнить требуемую квалификацию СЗ с квалификацией традиционного программиста. Оказывается, что специалист по знаниям вовсе не должен владеть программированием, да и тонкости технологии – не его область. Специалист по знаниям должен знать, как устроены интеллектуальные системы, должен уметь содействовать эксперту-технологу в формализации его невербального опыта. В простых случаях можно надеяться, что эксперт сможет выполнить формализацию самостоятельно – ведь язык для формализации интуитивно понятен технологу. К сожалению, это редко бывает. Чтобы ускорить процесс формализации, можно применить схему «эксперт-посредник», при которой технолог общается с посредником (не знающим детали интеллектуального программирования, но сведущим в технологии), а посредник затем общается с СЗ, «растолковывая» ему технологические вопросы. Общение «Эксперт-технолог Посредник» занимает меньше времени, чем общение «Эксперт-технологСЗ», и хотя возникает «лишний» этап «ПосредникСЗ», экономия дефицитного времени технолога «окупает» эти затраты. Описанные выше взаимодействия разработчиков иллюстрирует рис.1.

При сравнении различных типов взаимодействия разработчиков нужно учитывать сложность внесения коррекций в уже разработанную систему. При вариантах Б и В такие коррекции даются относительно легко – требуется несколько изменить формализмы рассуждений: исключить некоторые рассуждения, ввести новые рассуждения, внести исправления в некоторые рассуждения, например, изменив тексты вопросов. Для варианта А коррекция значительно сложнее – придется исправлять обычные программы практически без участия экспертов-технологов.



1.4.ХАРАКТЕРИСТИКИ РАССУЖДЕНИЙ И ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ИСКУССТВЕННОГО ИНТЕЛЛЕКТА

Для принятия решения о выборе варианта разработки системы целесообразно на раннем этапе оценить сложность представления опыта эксплуатации в виде рассуждений. Введем некоторые общие характеристики системы, рассуждений, которую предстоит разработать:

а) глубина – количество последовательных уровней рассуждений,

б) разветвленность – количество ветвей в цепочках рассуждений,

в)структурная сложность – количество программ-рассуждений ПР необходимое для реализации системы.

Если представить систему рассуждений в виде графов, то, соответственно, речь идет об иерархических уровнях, количестве ветвей и количестве (условно несвязанных) графов. В наиболее простом случае а=1, б=1, в=1 получим систему где требуемая информация и условия ее поиска содержатся в Базе данных и может быть сразу найдена. Конечно, при таких условиях использовать интеллектуальные методы нецелесообразно.

Сложный случай рассмотрен в главе 4 – для распознавания ситуации дальнего резервирования потребуется более двух уровней графа рассуждений, общее количество графов больше одного (если считать операции со ступенями защит отдельным графом). Для решения таких задач использовать интеллектуальные методы целесообразно.



1.5.ПРИМЕРЫ РЕАЛИЗАЦИИ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ СИСТЕМ

Рассмотрим некоторые примеры реализации интеллектуальных систем, при разработке которых использовались изложенные выше методы.

1.Экспертная система ЭСОРЗ для оперативной режимной проработки ремонтных заявок на оборудование энергосистем [3.4] .Разработана ВНИИЭ с участием ЦДУ ЕЭС, внедрена в службе режимов ЦДУ. Просматривая нерассмотренные заявки, система выявляет множество ограничений, которые должны быть наложены на режим, причем выявляются ограничения, налагаемые как на время заявки, так и на время возможных коротких замыканий при коммутации выключателей. Определяются возможные противоречия с ранее разрешенными заявками. Результат – рекомендуемые решения по заявкам с множеством необходимых для разрешения заявки ограничений.

Реализация ЭСОРЗ потребовала сложных и разветвленных моделей рассуждений: рассуждения относительно заявок, относительно режимных ограничений, топологического анализа электрических схем для определения оборудования, отключаемого при коротких замыканиях.

Метод разработки ЭСОРЗ предполагал использование эксперта-посредника (вариант В). Этот вариант разработки оправдал себя: чрезвычайно загруженный текущей работой эксперт-технолог (оперативный работник службы электрических режимов) за минимальное время консультировал посредника, который затем уже за достаточно длительное время растолковывал инженеру по знаниям технологические сложности задачи.

2.Экспертая система ЭСПЛАН [9] для оперативного планирования ремонтов оборудования. Основное отличие от ЭСОРЗ – автоматическое перемещение плановых сроков ремонтов оборудования, так, чтобы при наложении ремонтов во времени не возникали противоречия. Таким образом, в этой системе время становится «активным участником» рассуждения.

3. Экспертная система ЛОК [5.6] для планирования поиска повреждений в распределительных электрических сетях, включая определение оптимальных траекторий движения ремонтных бригад. Сложность системы рассуждений для этой системы определяется необходимостью проводить не только топологический анализ электрических схем, но и выполнять геоинформационный анализ для траекторий.

4. Тренажер ТРАНС для анализа нештатных ситуаций в электрических сетях [7,8]. Эта система должна не только анализировать электрические схемы, но проводить достаточно сложные рассуждения относительно устройств релейной защиты и автоматики. Реализация в системе тренажерных функций требует отдельных рассуждений (см. главу 4).






Рис.1. Типы взаимодействий разработчиков.



1.6.ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИОННАЯ СИСТЕМА МИМИР

Приведем определения из Википедии:



Интеллектуальнаяинформационнаясистема (ИИС) – комплекс программных, лингвистических и логико-математических средств для реализации основной задачи – осуществления поддержки деятельности человека и поиска информации.

Экспе?ртная систе?ма (ЭС, англ. (https://ru.wikipedia.org/wiki/Английский_язык) expert system) – компьютерная система, способная частично заменить специалиста-эксперта в разрешении проблемной ситуации.








Рис. 2  Структура экспертной системы.

На рис. 2. показана самая общая структура экспертной системы.

База данных может быть представлена как:

– база знаний,

–хранилище данных.

Разработанная в Научно-исследовательском институте электроэнергетики интеллектуальная система МИМИР (Малая Информационная Модель Интеллектуальных Решений) [3] использует для построения Базы знаний формализм семантических сетей (система МИМИРявляется оригинальной и не имеет зарубежных аналогов). Семантическая (смысловая) сеть – это граф, вершинами которого являются понятия из предметной области той или иной технологической системы, а дугами – связи между понятиями.

Семантическая сеть должна быть структурирована – в ней нужно выделить семантические группы понятий. В одну семантическую группу объединяются «однородные» понятия – такие понятия, которые в графе семантической сети не связываются друг с другом непосредственно, а только через другие группы. В каждой семантической группе выделяется:

– технологическое наименование группы,

– множество понятий – элементов группы.

Например, для электрической сети может быть введена семантическая группа «энергетические объекты» (объекты) с элементами в виде множества электрических станций и подстанций определенной электросети. Чтобы при решении различных задач различать генерирующие объекты (станции) и подстанции, следует ввести группу «вид_объекта» с элементами: станция и подстанция.

Создавая Базу знаний, инженер по знаниям определяет словарь системы, в который входит множество технологических наименований соответствующих понятий.

На основе этого Словаря строится ограниченный естественный язык ОЕЯ (технологическая лексика, упрощенная русская грамматика), который может использоваться

– для взаимодействия пользователей с ИИС,

– для осуществления логических выводов.



1.7.РАЗРАБОТКА БАЗ ЗНАНИЙ ДЛЯ ИИС МИМИР

Разработка Баз знаний для технологических систем облегчается тем, что в каждой предметной области имеется устоявшаяся классификация понятий. Необходимо «вытащить» информацию из опыта технолога (работа инженера по знаниям).

На рис. 3 показан пример структуры семантической сети для задач диспетчерского управления в электросетях.










Рис.3 Топологическая модель первичной сети для задач диспетчерского управления.



С помощью ограниченного естественного языка может быть организовано взаимодействие пользователей с интеллектуальной системой. Это взаимодействие основано на естественно-языковых вопросах.

Определим простой естественно-языковый вопрос как фразу структурно состоящую из:

– вопросной области ВО;

– множества условий вопроса УВ.

Вопросная область ВО задает то, что нужно определить, отвечая на вопрос. Примем, что в качестве ВО может использоваться имя одной из семантических групп.

В качестве условий вопроса УВ могут использоваться:

– Семантические группы,

– элементы семантических групп,

– множества элементов одной семантической группы.

То есть ответить на вопрос означает найти из множества элементов группы ВО, таких, которые связаны с группами и элементами групп, заданными УВ.

Для определения ответа на вопрос интеллектуальная система

–Анализирует вопрос, выделяя ВО и множество УВ,

– по семантической сети определяет, какие элементы группы ВО имеют связи с УВ.

В простейшем случае ответ на вопрос есть список элементов группы ВО, имеющих связи с УВ. Для пользователя ответ есть вербализация этого списка (заголовок списка – имя группы ВО, тело списка – технологические наименования релевантных УВ элементам группы ВО).

Этот тип вопроса назовем определительным. Допускаются составные вопросы. В них часть условий выражаются придаточными конструкциями (типа «который»). При этом допускаются вложения придаточных вопросов друг в друга. Придаточные вопросы и вложенные конструкции отделяются запятой.

Пример:

Вопрос

объекты подстанции, трансформаторы, узлы, выключатели отключенные?

В этом вопросе запрашивается множество энергообъектов вида «подстанции», таких, которые имеют элементы оборудования вида «трансформатор», которые через электрические узлы связаны с коммутационными аппаратами вида «выключатель», находящимися с отключенном подожении.

Придаточные вопросы организуются при анализе так, что ответы на них автоматически используются, как дополнительное условие «внешнего» вопроса.

С помощью вопросов в ИИС может осуществляться взаимодействие с пользователями для осуществления следующих целей:

– поиска информации в ИИС,

– контроля заполнения Базы знаний,

– простейшей коррекции содержимого Базы знаний.

В современных ИИС взаимодействие с пользователями часто целесообразно организовать не с помощью диалога на основе текстов, а с помощью соответствующих изображений («картинок»), на которых пользователь указывает те или иные элементы изображения. С помощью предварительного структурирования таких «картинок» и их описания с помощью семантических сетей, такая форма диалога может быть сведена к лингвистической форме. Рассмотрение этой проблемы выходит за рамки данной работы.



1.8. ВОПРОСНОЕ ПРОГРАММИРОВАНИЕ

Вопросы на ограниченном естественном языке могут использоваться не только во «внешнем» диалоге, но и быть операторами программ, решающих технологические задачи.

Этот «сократический» (по имени древнегреческого философа Сократа) метод решения задач можно назвать «вопросным программированием». Тексты вопросов записываются в программы, вводятся обозначения для номеров элементов групп (звездочки *) и множеств элементов из одной группы (знак доллара $). Определяются массивы данных для хранения ответов на вопросы («линейки»), вводятся операторы для действий с линейками (в основном – логические операции). В результате получается полноценный язык программирования. Особенность этого языка – его операторы записываются на естественном технологическом языке. Поэтому писать программы на этом языке могут (после небольшой практики) не профессиональные программисты, а технологи данной предметной области (в частности – специалисты по диспетчерскому управлению). В некоторых работах этот язык программирования называется языком МИМИР.

Программы, написанные на языке МИМИР и работающие в составе ИИС, называются программами-рассуждениями. Они являются моделями рассуждений специалистов технологов, решающих соответствующие задачи.



1.9.СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫЙ ЛОГИЧЕСКИЙ ВЫВОД В ПРОГРАММАХ РАССУЖДЕНИЯХ

Возвращаясь к общей структуре экспертной системы, изображенной на рис. 2 обратим внимание на важный блок этой структуры – машину логического вывода. Именно этот модуль позволяет экспертной системе осуществлять логические выводы и, тем самым, решать необходимые задачи. В распространенных экспертных системах, основанных на правилах, предполагается универсальный логический вывод, не зависящий от технологических приложений. Тем или иным образом при универсальном выводе сопоставляются заданные правила. По мнению авторов данной работы именно такой подход приводит зачастую к малой эффективности разработки реальных, промышленных экспертных систем. Пока количество заданных правил относительно невелико (100-200), универсальный логический вывод действует, при большем количестве правил (как это бывает в реальных системах) – возникают серьезные трудности.

В системах типа МИМИР вместо универсального логического вывода используется специализированный логический вывод. И такой специализированный вывод осуществляют именно программы-рассуждения на языке МИМИР. Эти программы являются моделями рассуждений специалиста-технолога, решающего соответствующую задачу.

В самом деле, опыт общения с технологами-эксплуатационниками показывает, что их знания по решению прикладных задач имеют не универсальный («энциклопедический») характер, а «упакованы» в некоторые блоки, которые и должны моделироваться программами-рассуждениями.

Таким образом, разработка прикладной экспертной системы на базе МИМИР сводится к заданию словаря технологических понятий, структуры семантической сети и множества прикладных программ-рассуждений.



1.10. ВЫВОДЫ к главе 1

1.При рассмотрении источников знаний, необходимых для разработки информационных систем, выявлена доминирующая роль эксплуатационного опыта оперативного персонала.

2. Представление эксплуатационного опыта в виде системы рассуждений является эффективным средством для формализации знаний.

3.Опредены характеристики системы рассуждений (глубина, разветвленность, структурная сложность), при достаточно высоких значениях, которых целесообразно использовать интеллектуальные системы.

4. Рассмотрение различных специализаций разработчиков информационных систем показывает важную роль инженеров по знаниям при применении методов искусственного интеллекта.

5. Учитывая дефицит времени эксперта-технолога, при разработке интеллектуальных систем целесообразно использовать новый тип специалистов – экспертов-посредников. Рассмотрены взаимодействия посредников с экспертами-технологами и инженерами по знаниям.

6. Приведены основы построения интеллектуальной информационной системы МИМИР, предназначенной для решения технологических задач в области диспетчерского управления в энергетике. Разработка прикладной интеллектуальной системы на базе МИМИР сводится к определению Словаря понятий, структуры семантической сети для описания предметной области и создания множества специализированных программ-рассуждений, реализующих логический вывод.



Контрольные вопросы



1.Назовите источники знаний, необходимых для разработки информационных систем электроэнергетического применения

2.Обоснуйте доминирующую роль эксплуатационного опыта при разработке интеллектуальных информационных систем.

3.Дайте определение экспертной системы. Основные блоки этой структуры и их функции.

4. Назовите специализации разработчиков информационных систем, их взаимодействие при разработке систем.

5. Назовите функции инженера по знаниям.

6.Определите.роль эксперта-посредника при разработке интеллектуальных информационных систем

7. Что такое семантическая сеть, как она используется при разработке интеллектуальных информационных систем?

7. Что такое структурированная семантическая сеть? Что такое семантические группы? Приведите примеры

8.Что такое специализированный логический вывод.? Дайте определение вопросного программирования.

9.Что такое программы – рассуждения?

10. Каковы особенности экспертной системы МИМИР?

11. Приведите примеры применений системы МИМИР в электроэнергетике

12. Назовите этапы разработки прикладной интеллектуальной системы на базе системы МИМИР.



Список тем для рефератов и докладов



1.Проблемы разработки современных информационных систем энергетического применения. Традиционные и интеллектуальные системы.

2.Технологические рассуждения как предмет моделирования.

3.Характеристики рассуждений и целесообразность применения методов искусственного интеллекта.

4.Источники знаний для интеллектуальных систем. Роль эксплуатационного опыта.

5. Специализации разработчиков интеллектуальных систем. Роли эксперта-посредника и инженера по знаниям.

6. Особенности экспертной системы МИМИР.

7. Примеры применений системы МИМИР в электроэнергетике.

8.Вопросное программирование и программы-рассуждения.

9.Критерии целесообразности использования методов ИИ при разработке информационных систем.

10. Вопросное программирование для моделирования рассуждений экспертов при разработке информационных систем.

11. Экспертная система МИМИР и ее применение в электроэнергетике.

12. Этапы разработки прикладной интеллектуальной системы на базе системы МИМИР.



Глава 2. АНАЛИЗ НЕШТАТНЫХ СИТУАЦИЙ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ



2.1. ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЕ ДИСПЕТЧЕРСКИЕ СИСТЕМЫ

«Интеллектуальными» диспетчерскими системами ИДС [10,11] принято называть системы, содержащие, кроме традиционных функций (сбор оперативной информации, ведение баз данных реального времени и архивов, выполнение расчетов, графическое представление информации в виде мнемосхем, графиков, диаграмм, генерация отчетов) еще и функции интеллектуальные (основанные на знаниях [13]), такие как:

– ситуационный анализ объекта управления, включая анализ событий и ситуаций,

– определение необходимых действий оператора при возникновении нештатных ситуаций,

– блокировка от несанкционированных действий оператора,

– ведение баз знаний реального времени.

Очевидно, что для оперативного диспетчерского управления электросетями только традиционные диспетчерские системы не обеспечивают достаточного уровня информационной поддержки работы оперативного персонала в аварийных и нештатных ситуациях: получая изображения схем с обозначенными на них положениями коммутационных аппаратов и значениями электрических параметров, диспетчер должен «сам соображать», возникла ли нештатная ситуация, в чем причина ситуации, какие действия нужно произвести для восстановления нормальной ситуации. Цена «человеческих» ошибок при принятии таких решений может быть весьма высока.

Порядок расследования аварий и технологических нарушений, примеры расследования таких нештатных ситуаций и оформления актов о расследовании причин аварии в электрических сетях или на других объектах электроэнергетики рассмотрены в главе 3.

Вместе с тем, в существующих диспетчерских системах для электросетей (по крайней мере, отечественных) интеллектуальные функции отсутствуют. В настоящее время сложились предпосылки для изменения этой ситуации (имеются проверенные в эксплуатации отечественные экспертные системы реального времени [7], обеспечение ввода в ИДС информации об РЗА больше не является серьезной проблемой – см., например, АСУ ТП Siemens – proavtomatika.ru).

Реализация функций ИДС достигается включением в систему ряда интеллектуальных агентов, построенных программно на основе технологии экспертных систем, а алгоритмически – на множестве технологических инструкций.



2.2. ДИСПЕТЧЕРСКИЙ ЭКСПРЕСС-АНАЛИЗ СИТУАЦИЙ

Используя информацию о переключениях выключателей и срабатываниях устройств релейной защиты и автоматики РЗА на подстанциях, интеллектуальная система может производить анализ ситуаций, выделяя важные для оперативного управления нештатные ситуации, связанные с технологическими нарушениями.

При этом система должна распознавать именно нештатные ситуации, отделяя их от штатных, таких, к примеру, как отключения элементов оборудования для вывода в ремонт по заявкам.



При анализе нештатных ситуаций система должна определять:

источник технологических нарушений (например, короткое замыкание на одном из элементов оборудования);

работу АПВ (успешная или неуспешная);

отказы в срабатывании выключателей;

затягивание переключений выключателей;

отказы в срабатывании РЗА;

излишнюю или неселективную работу РЗА;

отключения элементов оборудования (линий, трансформаторов, шин). Эти данные минимально необходимы диспетчерскому и оперативному персоналу, чтобы оценить ситуацию в электрической сети и начать планирование мероприятий по предотвращению развития и ликвидации технологических нарушений.



2.3. ПОДСТАНЦИОННЫЙ УРОВЕНЬ АНАЛИЗА СИТУАЦИЙ (ОБЪЕКТНАЯ СИСТЕМА АНАЛИЗА ПАНС)

Работы НТЦ ФСК ЕЭС в области оперативного диспетчерского анализа были начаты для отдельного объекта (подстанции Чагино), где в качестве АСУ ТП используются системы фирмы Siemens. «Лист событий» ЛС, формируемый в этом АСУ ТП является излишне «длинным» – в нем может содержаться несколько десятков записей. Анализ такого списка сложен для дежурного персонала подстанции и чреват «человеческими» ошибками. Можно использовать в ФСУ ТП специальные фильтры для выделения только событий, важных для конкретного анализа. Но тогда перед анализом дежурный персонал должен выполнить специальную операцию – смену фильтра – еще один возможный источник ошибок в условиях дефицита времени. Кроме того, в ЛС АСУ ТП непосредственно фиксируются не все нужные для диспетчерского анализа технологические нарушения (не фиксируются такие, как отказ выключателя, отказ устройства резервирования УРОВ, затягивание срабатывания выключателя).

Для определения и описания ситуаций на уровне подстанции необходимо дополнить АСУ ТП этого энергообъекта специальной экспертной системой ПАНС (подстанционный анализ ситуации), а в дальнейшем развить эти системы для уровня электрической сети (например, ПМЭС) – системы САНС. Эти экспертные системы основаны на разработанной ВНИИЭ инструментальной системе МИМИР [7].

В инструментальной системе МИМИР принято представление БД семантическими сетями. Можно выделить два основных раздела БД:

– топологическая модель «первичной» электрической сети,

– логическая модель релейной защиты и автоматики РЗА.

Топологическая модель в обобщенном виде может быть представлена графом рис.3., модель РЗА – графом, приведенным на рис.4

База данных устроена таким образом, что обращение к ней из программы может иметь вид вопроса на ограниченном естественном языке со словарем из элементарных понятий БД.

Например, вопрос «РЗА ЗТ, события срабатывание?»;

дает в качестве ответа указание на множество сработавших защит трансформаторов.

База данных в МИМИР дополнена системой программ на ограниченном естественном языке, имитирующих диспетчерские рассуждения на основе технологических правил.

В результате получается язык программ-рассуждений, на котором легко задавать логику диспетчерских рассуждений.

Правила, на основе которых функционирует экспертная система ПАНС, определяются логикой работы РЗА. Например, если зафиксировано срабатывание защиты линии электропередач, экспертная система определяет, на отключение каких выключателей нормально действует эта защита. Далее, определяется, все ли ранее включенные выключатели из этого множества отключились. Для не отключившихся выключателей фиксируется событие «отказ выключателя» и проверяется, было ли срабатывание УРОВ этого выключателя и т.п.

В другой, более сложной, ситуации при срабатывании защит трансформаторов необходимо определить, имеются ли дефектные выключатели и какой тип дефекта (отказ, затяжка срабатывания) имеет место (не отключившиеся выключатели перед опробованием погашенных шин напряжением нужно отключить, «разобрав» их схему разъединителями с нарушением блокировки, а для «затянувших» выключателей схема разбирается после опробования шин). Факт затяжки может быть логически установлен в рассуждении – УРОВ дефектного выключателя срабатывает до его отключения.

Результаты работы ПАНС могут составлять основу для доклада дежурного подстанции, направляемого сетевому диспетчеру при возникновении нештатной ситуации. Опыт испытаний ПАНС на подстанции Чагино положителен.

Для отображения результатов работы экспертной системы используется отображение системы КАСКАД-НТ [20].








Рис. 4 Логическая модель релейной защиты для задач диспетчерского анализа.



2.4. СЕТЕВОЙ УРОВЕНЬ АНАЛИЗА СИТУАЦИЙ

Развитие рассмотренной ранее системы для электрической сети (система САНС) позволяет выявлять поврежденные элементы оборудования, отключенные элементы, обесточенные участки сети, отказы в срабатывании релейных защит, отказы и затяжки отключений выключателей.

Система дополнена, в частности, функцией анализа такой достаточно сложной ситуации, как дальнее резервирования [1]. При этом экспертная система сначала определяет «погашенные» шины подстанций и отключившиеся линии, затем – срабатывание защит на подстанции с «погашенными» шинами и на смежных присоединениях. Учитываются ступени сработавших защит линий. На подстанции, где имелось повреждение, вызвавшее ситуацию дальнего резервирования, защита работает первой ступенью, а на смежных подстанциях – старшими ступенями.

В качестве примера рассмотрен фрагмент электрической сети в нормальном состоянии (рис.5) и после короткого замыкания на одной из линий при отказе отключения линейного выключателя и отказе в срабатывании устройства резервирования отказа УРОВ одного из выключателей этой линии (рис. 6). Для того, чтобы продемонстрировать ситуацию резервирования защитами смежных подстанций условно предполагается, что на подстанции Волконка выведены из работы (ошибочно – по вине персонала подстанции) собственные защиты секционного выключателя 110 кВ и направленные в линию 110 кВ резервные защиты силовых трансформаторов. При экспресс-анализе ситуации информация об ошибочном выводе защит недоступна.








Рис.5. Фрагмент схемы электрической сети (отображение в SCADA).



Приведем синтезированное экспертной системой САНС текстовое описание ситуации (реплика системы «НЕТ УРОВ» здесь должна интерпретироваться как отказ УРОВ):

Ситуация: ДАЛЬНЕЕ РЕЗЕРВИРОВАНИЕ



Предположительно повреждение оборудования ВЛ 110 кВ Волконка –Головинка



– Срабатывание РЗА ПС Головинка ВЛ Волконка ступ. 1



– Срабатывание защиты линии РЗЛ ПСВолконка ВЛ 110 кВ Волконка –Головинка



– Отказ выключателя Волконка ВЛ 110 кВ Головинка



– НЕТ УРОВ



– Работа РЗА на смежных подстанциях.



Реплика системы «Нет УРОВ» означает здесь отказ УРОВ в срабатывании.

Так как РЗА работают на всех подстанциях, смежных с ПС Волконка, перечисление необязательно.

Переключения в сети 10кВ в тексте, синтезированном системой, для краткости опущены.

Для «ручного» анализа диспетчером эта ситуация является весьма сложной: защиты работали на пяти ПС, на четырех ПС отключились выключатели, причем на ПС «Волконка» нет отключений – она полностью обесточилась. Экспертная система САНС в этом случае дает исчерпывающее технологическое описание ситуации, понятное диспетчеру (рис.7.)










Рис. 6. Пример: фрагмент схемы электрической сети при коротком замыкании на линии ВЛ 110 кВ Волконка-Головинка. Белым цветом обозначены участки сети без напряжения.










Рис. 7. Результат интеллектуального анализа ситуации.



2.5.СОВЕТЧИК ДИСПЕТЧЕРА

На основе ранее описанной сетевой системы анализа ситуаций САНС может быть разработан Советчик диспетчера сетевого предприятия.

В ранее рассмотренном примере для анализа диспетчером без интеллектуальной информационной поддержки эта ситуация (т.н. «дальнее резервирование» [1]) является весьма сложной: защиты работали на 5 подстанциях, отключения выключателей на 4 подстанциях (на ПС Волконка не было отключений, эта ПС полностью обесточилась).

Отображение списка срабатываний РЗА и отключений выключателей займет определенное время и мало поможет анализу (список достаточно длинный).

Интеллектуальный агент ИДС «Анализ» дает исчерпывающее технологическое описание ситуации абсолютно понятное диспетчеру (рис.7). Имел место отказ линейного выключателя при отсутствии (или выводе из работы) соответствующего УРОВ. Результаты анализа можно представить с помощью специальных обозначений на отображаемой схеме, но, поскольку нежелательно использовать новые, непривычные диспетчеру, обозначения, текстовое описание ситуации предпочтительнее.

В ИДС база знаний о топологии расширена – добавлена информация об РЗА (локализация, вид, защищаемое оборудование, ступени, воздействия на выключатели), а в оперативную базу данных добавлена информация о срабатываниях РЗА.

В Состав Советчика может быть включена задача составления Плана послеаварийного восстановления нормальной схемы.

Интеллектуальный агент «Восстановление», алгоритм которого основан на соответствующих технологических инструкциях, автоматически в Советчике создает план восстановления. В общем случае при определении траектории восстановления учитываются имеющиеся ремонты оборудования и их время аварийной готовности АГ при необходимости свернуть ремонтные работы.



2.6. ВЫВОДЫ к главе 2

Для обеспечения качественной информационной поддержки диспетчерских решений в аварийных и нештатных ситуациях настоятельно необходимо выполнять современные диспетчерские системы для диспетчерского управления электрическими сетями с использованием интеллектуальных агентов, построенных на основе технологии экспертных систем.

Необходимо обеспечить ввод в диспетчерскую систему достаточно полного объема телесигнализаций положения выключателей, а также данных о составе и срабатывании РЗА.

Разработан образец интеллектуальной диспетчерской системы для управления электрическими сетями.

Анализ нештатных ситуаций в интеллектуальных диспетчерских системах должен выполняться на двух уровнях: подстанционном (система ПАНС) и уровне электрической сети (система САНС).

Анализ нештатных ситуаций в сетевой интеллектуальной системе является основой для построения интеллектуальной системы – советчика диспетчера для предприятий электрических сетей.



Контрольные вопросы

1.Что такое интеллектуальные диспетчерские системы?

2. Назовите основные интеллектуальные функции диспетчерских информационных систем

3.Как использовать экспертные системы для реализации интеллектуальных функций информационных систем?

4.Что должна определять информационная система при анализе нештатных ситуаций в энергосистемах и электросетях?

5. Изобразите топологическую модель первичной сети для задач диспетчерского управления.

6. Изобразите логическую модель релейной защиты для задач диспетчерского анализа.

7.Каковы отличия подстанционного и сетевого уровня диспетчерского анализа?

8. Как в интеллектуальной системе определять отказы в отключении выключателей?

9. Как логически определить тип нарушения при отключении выключателя: отказ или «затяжка» в срабатывании?

10. Назовите функции «сетевой» системы анализа ситуации.

11.Каковы диспетчерские рассуждения в ситуации «дальнее резервирование»?

12. Назовите функции советчика диспетчера электросети на основе сетевой интеллектуальной системы анализа ситуаций.



Список тем для рефератов и докладов

1. Интеллектуальные диспетчерские системы.

2. Диспетчерский экспресс-анализ.

3. Подстанционный уровень анализа ситуаций на основе интеллектуальной системы.

4. Сетевой уровень анализа ситуаций на основе интеллектуальной системы.

5. Советчик диспетчера на основе интеллектуальной системы.



Глава 3.АВАРИИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НАРУШЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ: РАССЛЕДОВАНИЕ НЕШТАТНЫХ СИТУАЦИЙ



3.1. РАССЛЕДОВАНИЕ АВАРИЙ С ПЕРЕРЫВАМИ В ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ



Расследование причин и хода аварий с перерывами в электроснабжении потребителей – важнейшая задача для эксплуатационного персонала энергосистем, позволяющая обеспечить надёжность работы. Порядок решения этой задачи и форма отчетности регламентируется на правительственном уровне ([16] с изменениями). Для расследования аварии создается специальная Комиссия из высококвалифицированных специалистов, взаимодействующая с диспетчерским и эксплуатационным персоналом. Результатом работы Комиссии должен быть Акт расследования причин и хода аварии, на оформление которого отводится регламентом 15 дней.

Полная (без участия человека) автоматизация анализа сложных аварий в настоящее время, по-видимому, невозможна. Но для облегчения работы специалистов весьма желательна хотя бы частичная автоматизация этого процесса.

Акт расследования причин аварии в числе прочих данных обязательно должен содержать описание состояний энергосистемы, режима работы до и во время аварии; описание причин аварии; описание выявленных нарушений требований нормативно-правовых документов.

Все технологические нарушения (аварии, инциденты) подлежат расследованию и учету с целью установления причин для разработки организационно-технических профилактических мероприятий и оценки надежности работы энергообъектов. Получаемые результаты должны использоваться при принятии квалифицированных решений по совершенствованию организации эксплуатации и ремонта, модернизации, реконструкции или замене энергетического оборудования, а также при разработке нормативных требований по вопросам надежности. Расследование должно проводиться комиссией, состав которой устанавливается приказом или распоряжением конкретного уровня управления в зависимости от тяжести нарушения.



3.1.1.ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИИ РАССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ



При расследовании причин и обстоятельств технологического нарушения должны быть изучены и оценены:

– действия обслуживающего и ремонтного персонала, соответствие объектов и организации их эксплуатации нормативным требованиям;

– качество и своевременность проведения ремонтов, осмотров и контроля состояния оборудования;

– своевременность принятия мер по повышению надежности, устранению аварийных очагов и дефектов оборудования, выполнение требований НТД;

– качество изготовления оборудования и конструкций, выполнения проектных, строительно-монтажных и наладочных работ;

– соответствие расчетных и фактических параметров природно-климатических условий (толщины стенки гололеда, скорости ветра и т.п.);

– величина недоотпуска энергии потребителям, а также экономического ущерба, причиненного энергопредприятию;

При расследовании должны быть выявлены и описаны все причины возникновения и развития нарушения, его предпосылки, а также причинно-следственные связи между ними [16].



3.1.2.ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТЫ КОМИССИИ ПО РАССЛЕДОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ



К работе комиссии, при необходимости, могут дополнительно привлекаться представители специализированных организаций. В своей работе комиссия руководствуется накопленным статистическим материалом, заключениями специалистов и экспертов, данными осмотров и результатами диагностических обследований.

Основной задачей расследования и учета технологических нарушений является установление причин и предпосылок нарушений для разработки организационно-технических профилактических мероприятий по предотвращению подобных нарушений [16,17].



3.2.ОРГАНИЗАЦИЯ РАССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ – ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ



Для повышения эффективности противоаварийной работы необходимо обеспечить выполнение мероприятий по организации систематического контроля за полнотой и качеством расследования технологических нарушений в работе энергетических объектов, а также введение порядка, при котором расследование каждого технологического нарушения завершается выпуском распорядительного документа (приказа, распоряжения) по энергокомпании или ее структурному подразделению, определяющего причины, виновных и превентивные мероприятия.



3.3.СИСТЕМА СТАТИСТИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ АВАРИЙНОСТИ

Результаты расследования технологических нарушений подлежат учёту с последующим формированием соответствующей базы данных.

Основной целью учета является использование статистической информации о технологических нарушениях при оценке влияния аварийности на надёжность, экономичность и безопасность работы электрической сети, решении многих задач управления и развития сети. Для этого во всех энергокомпаниях ведутся базы данных актов расследования технологических нарушений.



3.4.ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОБЪЕКТИВНОСТИ И КАЧЕСТВУ РАССЛЕДОВАНИЯ

Наиболее распространенная причина неудовлетворительных результатов расследования – это желание перенести вину за ненадлежащее качество, дефекты и брак продукции завода-изготовителя, недостатки эксплуатации, технического обслуживания, ремонта и содержания оборудования на любые другие причины, но только не на собственные недостатки и плохое качество электрооборудования.

В ситуации, когда функции эксплуатации, технического обслуживания, ремонта и диагностики обеспечиваются разными организациями, возрастает значение качества расследования причин повреждения оборудования и, соответственно, выявления виновных, так как в силу вступает не только дисциплинарная ответственность, но и конкретная финансовая ответственность виновной за ущерб организации.

Каждое технологическое нарушение должно быть расследовано комиссией, состав которой устанавливается приказом или распоряжением конкретного уровня управления в зависимости от тяжести нарушения.

Расследование причин чрезвычайных ситуаций, возникших вследствие аварий на объектах электроэнергетики и (или) энергопринимающих установках потребителей электрической энергии (далее – энергопринимающие установки), осуществляется в порядке, установленном законодательством Российской Федерации в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций.

В настоящих Правилах [16] под аварией понимаются технологические нарушения на объекте электроэнергетики и (или) энергопринимающей установке, приведшие к разрушению или повреждению сооружений и (или) технических устройств (оборудования) объекта электроэнергетики и (или) энергопринимающей установки, неконтролируемому взрыву и (или) выбросу опасных веществ, отклонению от установленного технологического режима работы объектов электроэнергетики и (или) энергопринимающих установок, полному или частичному ограничению режима потребления электрической энергии (мощности), возникновению или угрозе возникновения аварийного электроэнергетического режима работы энергосистемы.



Примеры расследования аварий иллюстрированы фрагментами актов расследования и фотографиями поврежденного оборудования.

При рассмотрении Актов расследования аварий можно оценить, насколько современые методы компьютерной поддержки способны (сейчас или, хотя бы в ближайшем будущем) автоматизировать составление таких актов.

Рассмотрим разделы Акта расследования:

Адресный блок. Как правило, информации достаточно для автоматического заполнении этого блока.

Описательный блок.

– Описание режима работы до возникновения нарушения – автоматическое заполнение возможно.

– Описание возникновения нарушений.

– Причины возникновения и развития нарушения.

Полностью автоматизированное описание в настоящее время не представляется возможным.

В будущем следует ожидать появление интеллектуальных программ, которые помогут человеку-специалисту выявлять причины возникновения нарушений. Это могут быть программы-рассуждения, основанные на принципах, изложенных в главе 1.



– Описание повреждений оборудования. Сейчас этот раздел может быть заполнен только человеком-специалистом

– Недостатки эксплуатации, проекта, конструкции, изготовления, монтажа оборудования явившиеся предпосылками нарушения или затруднившие его ликвидацию.

Также заполняются человеком

– Основные мероприятия по предотвращению подобных нарушений



5.БЛОК СВЕДЕНИЙ ОБ ОТКАЗАВШЕМ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОМ ОБОРУДОВАНИИ.

При соответствующем заполнении Базы данных в значительной степени возможно автоматическое заполнение

6.Визовый блок.

Возможно частично автоматическое заполнение



7.Фотографии поврежденного оборудования. Применение технологии «дополненной реальности» [46] позволит получить изображения соответствующих элементов оборудования в неповрежденном виде. Сравнение с реальностью поможет идентифицировать повреждения.



3.5.ОСНОВНЫЕ ПРИМЕРЫ РАССЛЕДОВАНИЯ АВАРИЙ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ



3.5.1.Повреждение секционного масляного выключателя 220 кВ (СМВ-220)

Фрагмент Акта расследования

А К Т № …

РАССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО НАРУШЕНИЯ

В РАБОТЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, СЕТИ ИЛИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

**********************************************************************

I. АДРЕСНЫЙ БЛОК



Предприятие [одна из подстанций]

Дата и время возникновения события …

Учетный признак …

Повреждение оборудования электричес

ких сетей напряжением 6 кВ и выше

Классификационные признаки причин нарушения

–– Наруш.усл.безоп.экспл. не было

Воздействие стихийных явлений



Недоотпуск энергии (тыс.кВтч/Гкал) 0.0/ 0

Экономический ущерб (тыс.руб.) 294.000



Дата и время ликвидации аварийного режима …



Ключевые слова

ПС;220;Выключатель;Повреждение;Гроза.



II. ОПИСАТЕЛЬНЫЙ БЛОК



Описание режима работы до возникновения нарушения

До возникновения нарушения оборудование подсттааанции ПС

Подстанция работало в нормальном режиме. Схема ОРУ-220кВ подстанции

выполнена по схеме "мостик" с выключателями в цепях АТ-1, АТ-2 и

перемычке. Оборудование ОРУ-220кВ включено по нормальной схеме(ОРУ – открытое распределительное устройство).

Автотрансформаторы АТ-1 и АТ-2 по 125 МВА в работе,Секционный масляный выключатель СМВ-220кВ включен.

В районе ПС и высоковольтной линии ВЛ-220кВ дождь, гроза.



Описание возникновения нарушения и его развития

…в 22час 14мин на ПС в результате грозовых

разрядов и создании однофазного К.З. (фаза "В") на двухцепном

участке линии ВЛ-220кВ "Линия 1" и ВЛ-220кВ "Линия 2" (опора 90)

была отключена ВЛ-220кВ "Линия 3( выключателями МВ-220кВ "АТ-1" и "СМВ-220").

Через 1,8 сек (данные аварийной осциллограммы) после отключения

указанной ВЛ-220кВ произошло повреждения фазы "В" СМВ-220кВ (тип

ВМТ-220Б) и создание 2-х фазного К.З. (фазы "В" и "С") из-за

повреждения дугогасительных устройств СМВ-220кВ фазы "В", "ШР-1-220

СМВ" фазы "В" и забросом шлейфа от СМВ-220кВ фазы "В" на ввод трансформатора тока ТТ-220кВ СМВ220кВ" фазы "С", что привело к отключению ВВ-220кВ

ВЛ-220кВ "ХХХ" на, МВ-220кВ ввода АТ-2, и погашению

ОРУ-220кВ.

В 23час 17 мин выведен в ремонт СМВ-220кВ.

В 23час 31мин включен МВ-220кВ АТ-2, замкнут транзит.

В 23час 36мин подано напряжение на 1 секцию шин 220кВ от соседней подстанции,

МВ-220кВ АТ-1 остался в отключенном состоянии.



Причины возникновения и развития нарушения

1.Однофазное К.З. (фаза "В") на ВЛ-220кВ из-за

грозового разряда в металлическую промежуточную опору №90 с

разрушением юбки 1-го изолятора (тип П-7) из 12. Ремонт не

требуется.

2.Повреждение дугогасительных устройств СМВ-220кВ с разрывом

изоляторов фазы "В" из-за перекрытия изоляционных промежутков между

подвижными и неподвижными контактами отключенного выключателя при

грозовых разрядах, разложение масла и создание избыточного

давления, приведшие к разрыву изоляторов дугогасительных устройств.



Описание повреждений оборудования

1.Повреждение при грозовых разрядах юбки 1-го изолятора (тип П-7)

из 12 в гирлянде фазы "В" на металлической промежуточной оп. №90

ВЛ-220кВ "Линия 1"

2.Повреждение изоляторов дугогасительных устройств полюса фазы "В"

СМВ-220кВ ПС.



Недостатки эксплуатации, проекта, конструкции, изготовления,

монтажа оборудования явившиеся предпосылками нарушения или

затруднившие его ликвидацию

Отсутствие грозотроса на участке оп. 77-91 ВЛ-220кВ "Линния 1"

(демонтирован из-за износа).



Основные мероприятия по предотвращению подобных нарушений

1.Провести замер сопротивления оп №90 ВЛ-220кВ "Линия 1".

Срок:….

Отв ….-ст.мастер РПУ ВЛ РП ТОиР ЕНЭС.

2.Провести средний ремонт СМВ-220кВ ПС.

Срок:….

Отв….-.

3. На двухцепном участке (оп.77-103) ВЛ-220кВ "Линия 1" и

"Линия 2" восстановить грозотросс и схему его заземления в

соответствии с требованиями НТД.

Срок: ….

Отв. …-.

4.При реконстукции ПС предусмотреть установку ограничителей перенапряжения ОПН-220кВ на

секциях шин 220кВ ПС

Срок: план реконструкции ПС ….

Отв. …-.



V. БЛОК СВЕДЕНИЙ ОБ ОТКАЗАВШЕМ

ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОМ ОБОРУДОВАНИИ



Отказавшее оборуд. 41 Выключатель масляный

Марка 117 ВМТ-220

Параметры 30 1250

Констр.напряжение 22 220

Узел,деталь 24 Устройство дугогашения

Выхлопные клапаны камер

Напряжение сети 22 220

Изготовитель оборудования 55 ПО "…электротяжмаш"

Год изготовления оборудов. 97

Изготовитель повредивш. узла 55 ПО «…электротяжмаш"

Состояние нейтрали 7 Нейтраль заземлена

Условия работы 40 Секционный,шиносоединит.,обходной

Характер повреждения 33 Перекрытие изол.с междуфаз.замык.

Причина повреждения 71 атмосферные перенапряжения (гроза)

Сопутствующие обстоятельства 8 Недопустимые режимы в сети

Срок службы оборудования: от послед. ремонта 1 ; от начала экспл. 9

Срок службы поврежд. узла 1 Последние экспл. испытания 8.7



VII. ВИЗОВЫЙ БЛОК



Состав комиссии Приказ …



…

Акт составлен:



Приложения:

1.Схема ПС

2.Выписка из оперативного журнала.

3.Технический акт среднего ремонта

СМВ-220кВ.

5.Протокол испытания СМВ-220кВ.

6.Протокол анализа

трансфррматорного масла

7.Заключение о работе РЗА.

8.Анализ аварийных отключений СМВ-

220кВ.

9.Осцилограмма.

10.

Обзорная схема грозовой активнос

ти на территории за период

с 00:00 МСК до 23:59 19.08.2008г.

11.Листок осмотра ВЛ-220кВ



12.Фотографии.

Фотографии для примера 3.5.1










Рис.8. Фото к примеру 3.5.1








Рис. 9. Фото к примеру 3.5.1.








Рис. 10. Фото к примеру 3.5.1.



3.5.2.Повреждение трансформатора тока 220 кВ



АКТ №…

расследования причин аварии, произошедшей …

1. Общие сведения

1.1. Организация (филиал, обособленное структурное подразделение)

1.2. Дата и время возникновения аварии

1.3. Учетные признаки аварии

2.3. Повреждение объектов электросетевого хозяйства (высший класс напряжения 6 кВ и выше), а также отключение такого объекта действием автоматических защитных устройств или оперативным персоналом вследствие недопустимых отклонений технологических параметров или ошибочных действий оперативного персонала, в том числе вызвавшее обесточивание резервных трансформаторов собственных нужд атомной электростанции

1.4 Классификация видов оборудования

3.3.12 Электротехническое оборудование трансформаторных ПС, РП 110 кВ и выше.

1.5 Классификационные признаки причин аварии

3.4.13 Неклассифицированные причины.

1.6 Дата и время ликвидации аварийного режима …



2. Описательный блок

2.1. Описание состояния и режима работы объектов электроэнергетики и (или) энергопринимающих установок до возникновения аварии:



На момент возникновения нарушения схема ПС 500 кВ соответствовала нормальной схеме электрических соединений за исключением:

по стороне 500 кВ – в ремонте ВЛ-507, автотрансформатор АТ-502, реактор МР-507;

по стороне 330 кВ – в ремонте выкдючатели В-10, В-11.

На момент нарушения II с.ш. и ВЛ-330-44 (Линия 3) находились в работе.

Трансформатор тока ТТ В-12 (типа ТФРМ-330-11У-1, введен в эксплуатацию в 1996 году.) испытывался под рабочем напряжением 02.04.2010г. По результатам проведенных испытаний ТТ В-12 удовлетворяет нормам испытаний и пригоден к дальнейшей эксплуатации.



Климатические условия:

Температура окружающего воздуха +18…+20 градусов, дождь, гроза.



2.2. Описание состояния и режима работы объектов электроэнергетики и (или) энергопринимающих установок во время аварии:



… на ПС 500 кВ … при КЗ на фазе «С» ТТ В-12, вследствие удара молнии (прохождение грозового фронта), произошло отключение ВЛ-330-44 (Линия 4), а также В-12; В-22, В-32 (система шин II с.ш. 330 кВ).



При этом на ПС YYY работали защиты: ДЗШ II с.ш. 330 кВ, МС 201 с.д. ПОС, БО; ПДЭ-2002 токовая защита нулевой последовательности ТЗНП ВЛ-330-44 с.д. МС-101 "1 ступень", ВЧ МУ 001 "откл В-12"; ПДЭ-2003 (НДЗ) ВЛ-330-44 МС-501 "пуск на отключение", "отключение"; ПДЭ-2004 (АПВ) ВЛ-330-44 МС-103 "пуск ОАПВ", "КЗ на землю","отключение 3-х фаз","действие избирателя фазы С"; ПРД АКАП 416 ВЛ-330-44 команды № 2,3,32; аппаратура связи ПРМ АКАП ВЛ-330-44 пуск команд №2,3. Незамедлительно после отключения оборудования, оперативным персоналом ПС произведен осмотр В-12, В-22, В-32, II с.ш 330 кВ, в результате которого выявлены следы сажи на трех фазах ТТ В-12 и Р-12-Л фаза "В"; разрушение верхней части, разрывы сварных швов, многочисленные потеки трансформаторного масла на фазе "С" ТТ В-12. В 06-11 сообщено дежурному диспетчеру ОДУ ДДОДУ, РДУ – ДДРДУ, о работе защит на смежной ПС 500 кВ и о результатах осмотра отключившегося оборудования.

В 06-26 поступила команда от ДД ОДУ согласно аварийной готовности подготовить для ввода в работу В-10, В-11. В 06-45 оперативный персонал ПС YYY сообщил ДДОДУ о готовности ввести в работу выключатели В-10, В-11. В 07-00 окончены работы по разборке схемы В-12, разъединители Р-12-Ш и Р-12-Л отключены. В 07-27 и 07-44 введены в резерв В-11 и В-10, Р-11-1; Р-11-2; Р-10-1; Р-10-2 отключены. Далее по командам ДД ОДУ произведено включение В-32 (…; В-10, В-11 (07-54); В-22 (07-56).

… в 07-57 аварийный режим ликвидирован, II с.ш. 330 кВ и ВЛ-330 введены в работу. ТТ В-12 выведен в ремонт.



2.3. Описание выявленных в ходе расследования нарушений требований нормативных правовых актов в области электроэнергетики, в том числе установленных норм и правил эксплуатации объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок, а также технических регламентов:

Нет.



2.4. Причины возникновения аварии и ее развития:

Причиной данного технологического нарушения явилось КЗ на фазе "С" ТТ В-12 вследствие попадания молнии в верхнюю часть вышеуказанного измерительного трансформатора.



2.5. Перечень и описание повреждения оборудования объектов электроэнергетики и (или) энергопринимающих установок:

Разрушение верхней части корпуса, разрыв сварных швов, течь масла из ТТ В-12 фаза "С" ПС 500 кВ .



2.6. Описание выявленных в ходе расследования недостатков эксплуатации, проекта, конструкции, изготовления, строительства, монтажа и ремонта оборудования, явившихся предпосылками аварии или затруднивших ее ликвидацию

Нет.



3. Противоаварийные мероприятия

1. Выполнить замену ТТ В-12 фаза "С"на ПС .

Срок исполнения – выполнено в ходе расследования..

2. Произвести очистку фарфоровой изоляции корпуса ТТ В-12 фаза "А", "В" и Р-12-Л фаза "В" на ПС 500 кВ .

Срок исполнения – выполнено в ходе расследования. Ответственные исполнители: начальник ПС.

3. Произвести высоковольтные испытания ТТ В-12 фаза "А","В", "С" на ПС 500 кВ .

Срок исполнения – выполнено в ходе расследования.

4. В связи с заменой ТТ В-12 фаза "С" на ПС 500 кВ "YYY" выполнить послеаварийную проверку ДФЗ II с.ш. 330 кВ с балансировкой от токов небаланса.

Срок исполнения – выполнено в ходе расследования. 5. Произвести анализ работы защиты от грозовых перенапряжений на ПС 500 кВ . В случае выявления недостатков принять незамедлительные меры по их устранению.

Срок исполнения – … Ответственные исполнители: ….



4. Сведения о поврежденном или отказавшем электротехническом оборудовании электростанций, котельных, тепловых и электрических сетей.

5.1. Отказавшее оборудование: Измерительный трансформатор тока

5.2. Марка: ТФРМ-330Б-11У-1

5.4. Конструктивное напряжение: 330 кВ

5.9. Изготовитель оборудования: …

5.11. Год изготовления оборудования: 1990 г

5.18. Характер повреждения: Прочие механические повреждения

5.19. Причины повреждения: Атмосферные перенапряжения (гроза)

5.21. Срок службы оборудования от начала эксплуатации: 15 лет

5.23. Последние эксплуатационные испытания: апрель 2010 года.

Подписи членов комиссии:



Рис.11 Фото для примера 3.5.2










3.5.3.Повреждение включателя ВМТ 110 кВ



А К Т № РАССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО НАРУШЕНИЯ

В РАБОТЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, СЕТИ ИЛИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

I. АДРЕСНЫЙ БЛОК

Предприятие

Дата и время возникновения события

Учетный признак      226      Повреждение оборудования электричес

ких сетей напряжением 6 кВ и выше Классификационные признаки причин нарушения

––      Наруш.усл.безоп.экспл. не было

0347      Несоблюдение техн.обслуживания

Недоотпуск энергии (тыс.кВтч/Гкал)      0.0/ 0

Экономический ущерб (тыс.руб.)      627.000

Дата и время ликвидации аварийного режима 22.04.2006 08.01

Ключевые слова

ВМ;ПС;

II. ОПИСАТЕЛЬНЫЙ БЛОК

Описание режима работы до возникновения нарушения

Схема электрических соединений ПС 220/110/6кВ ремонтная – в ремонте ВЛ-220кВ "Линия 4".

В работе АТ-1 125МВА 220/110/6кВ.

На IСШ-110кВ включены присоединения:

–МВ-110кВ      АТ-1;

–ВЛ-110кВ      "Г-10" Iц;

На IIСШ-110кВ включены присоединения:

–МВ ВЛ-110кВ "Г-10" IIц;

–ВЛ-110кВ "С-5";

–ВЛ-110кВ "Г-14";

ШСМВ-110кВ включен.

Описание возникновения нарушения и его развития

… в 03час.33мин. на ПС "Г-…" действием защит с неуспешным автоматическим повторным включением АПВ отключилась ВЛ-110кВ "Лини 5" с отпаечными потребительскими ВЛ. Действием устройства резервирования отказа выключателя УРОВ отключилась IIСШ-110кВ и ШСМВ-110кВ.

В 04час.12мин. при осмотре присоединений IIСШ-110кВ было обнаружено повреждение опорного изолятора фазы "В" во фланце крепления к раме выключателя (тип ВМТ-110Б) присоединения ВЛ-110кВ "Г-…".

Причины возникновения и развития нарушения

1. Повреждение на потребительской ВЛ-110кВ "Линия 6".

2. В цикле АПВ на неустранившееся КЗ на ВЛ-110кВ "Линия 7 -

произошло образование трещины (наличие микротрещин) в нижней части фарфора опорного изолятора с последующим изломом во фланце крепления к раме выключателя, что через 25 секунд привело к его падению. В начальный момент падения (выключатель отключен) произошел пробой диэлектрического промежутка контактной системы (3 раза) фазы "В" МВ-110кВ присоединения

ВЛ-110кВ "Линия 5" (протекание тока однофазного КЗ). При третьем продолжительном пробое диэлектрического промежутка контактной системы сработало УРОВ-110кВ с погашением IIСШ-110кВ.

Описание повреждений оборудования

1. Повреждение полюса фазы "В" МВ типа ВМТ-110Б-25/1250 – разрыв опорного изолятора.

2. Повреждение осколками (при разрыве опорного изолятора) 3-х юбок фарфора опорного изолятора фазы "А".

Недостатки эксплуатации, проекта, конструкции, изготовления, монтажа оборудования явившиеся предпосылками нарушения или затруднившие его ликвидацию

Наличие микротрещин в нижней части опорного изолятора (у фланца крепления к раме)фазы "В" выключателя ВМТ-110Б.

Основные мероприятия по предотвращению подобных нарушений

1. Провести замену МВ ВМТ-110Б присоединения ВЛ-110кВ "Г-…".

Срок: …

Ответственный:

2. Провести анализ отключений токов КЗ выключателями серии ВМТ на подстанции

Срок:

Ответственные: начальники групп ПС (подстанций).

3. Замену масла в выключателях серии ВМТ проводить после 10 отключений токов КЗ.

Срок: постоянно.

Ответственные: начальники групп ПС (подстанций).

V. БЛОК СВЕДЕНИЙ ОБ ОТКАЗАВШЕМ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОМ ОБОРУДОВАНИИ

Отказавшее оборуд.      41 Выключатель масляный

Марка      116 ВМТ-110

Параметры      30 1250

Констр.напряжение      11 110

Кол-во отказавшего оборуд.      1

Напряжение сети      11 110

Изготовитель оборудования      55

Год изготовления оборудов.      90

Изготовитель повредивш. узла      55

Состояние нейтрали      7 Нейтраль заземлена

Число отключ. цепей ВЛ      1

Характер повреждения      01 Излом, разрыв, обрыв

Причина повреждения      55 Наличие местного дефекта

Сопутствующие обстоятельства      0 Сопутствующих обстоятельств нет

Срок службы оборудования: от      послед. ремонта 41 ; от начала экспл. 13

Срок службы поврежд. узла      156 Последние экспл. испытания 11.2

VII. ВИЗОВЫЙ БЛОК

Состав комиссии      Комиссия, расследовавшая наруше-

Акт составлен

Приложения:








Рис. 12. Фото для примера 3.5.3. Механизм камеры






Рис 13.Фото для примера 3.5.3. Нижний фланец



3.5.4.Повреждение автотрансформатора мощностью 200 МВА 330/110 кВ, оборудованного системой мониторинга

А К Т № _______

РАССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО НАРУШЕНИЯ

В РАБОТЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, СЕТИ ИЛИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

**********************************************************************

I. АДРЕСНЫЙ БЛОК



Предприятие

Дата и время возникновения события

Учетный признак Повреждение оборудования электрических сетей

напряжением 6 кВ и выше

Классификационные признаки причин нарушения

–– Наруш.усл.безоп.экспл. не было



Дата и время ликвидации аварийного режима



Ключевые слова

ПС;330; автотрансформатор; обмотка; замыкание



II. ОПИСАТЕЛЬНЫЙ БЛОК



Описание режима работы до возникновения нарушения

В период … производилась реконструкция подстанции 330 кВ , со 100% заменой оборудования, в том числе и автотрансформаторов. По договору № … от …. генподрядной организацией на выполнение проектно – изыскательных, строительно-монтажных и пуско-наладочных работ на ПС 330 кВ являлось , со сроком окончания реконструкции …, в том числе и приобретение автотрансформаторов. Автотрансформатор АТ-1 (тип АТДЦТН-200000/330/110-У1, оборудован системой диагностики t-Medic.

Монтаж и ввод в работу АТ-1 производился персоналом ОАО «… под руководством шеф- инженера сервисного центра ОАО … При проведении комплекса предпусковых и пусковых испытаний и опробований замечаний выявлено не было.

Система диагностики t-Medic входящая составной частью в автоматизированную систему управления технологическими процессами ПС 330 кВ введена в промышленную эксплуатацию. ….). Перечень заведенных сигналов указан в приложении №5.

Автотрансформатор АТ-1 на основании разрешения … Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору поставлен под напряжение ..... После успешного комплексного опробования АТ-1рабочей комиссии о приемке оборудования», остался в работе.

За время эксплуатации с АТ-1 производились регламентные работы по графику в объеме требований норм и правил (высоковольтные испытания, физико-химический и хроматографический анализы масла, тепловизионное обследование), параметры удовлетворяли нормам..

С момента ввода АТ-1 в работу в сети 330 кВ по фазе «В» произошло 9 коротких замыканий. Кратность тока к.з. не превысила допустимой величины в соответствии с требованиями ГОСТа 11677-85 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия». Конфигурация терминалов защит ПС построена по принципу фиксации аварийных параметров только того присоединения, на котором произошло аварийное отключение. С момента ввода АТ-1 аварийных событий не было и как следствие их фиксации. При внешних КЗ в сети 330 кВ наибольший ток к.з. в линиях 330кВ был 4,05 кА , а наименьший 1,53 кА . При этом необходимо учитывать, что подпитка короткого замыкания происходила не только от АТ-1, но и от ВЛ 330 кВ, а так же от АТ-2. Величина тока подпитки к.з. через АТ-1 определена расчетным путем.

26.06.ХХ в соответствии с утвержденным графиком был выполнен текущий ремонт АТ-1 в объёме требований заводской инструкции с оформлением технического акта. (При

На момент возникновения нарушения схема подстанции соответствовала нормальному режиму, за исключением защиты ДФЗ ВЛ-330-03 Линия 5, которая находилась в работе с действием «на сигнал».

Нагрузка АТ-1 и АТ-2 на момент технологического нарушения составляла по 72 МВА.



Анализ работы системы мониторинга FARADAYTM tMEDIC:

Сбор и вывод информации от системы мониторинга FARADAYTM tMEDIC на рабочее место дежурного ПС осуществляется с помощью сервера АСУ ТП.

С начала эксплуатации системы мониторинга FARADAYTM tMEDIC наблюдалась неустойчивая работа канала связи с сервером. С …была потеряна связь сервера с системой диагностики АТ-1 ( по АТ-2 не прерывалась).

Данные о состоянии автотрансформатора АТ-1 были получены путем извлечения файлов архива непосредственно из приборов диагностики входящих в состав системы FARADAYTM tMEDIC.

Анализ данных системы мониторинга FARADAYTM tMEDIC:

По восстановленным данным архива зарегистрировано:

1. … имело место увеличение ток небаланса вводов 330 кВ АТ-1 на 4,7%, обусловленное увеличением емкости ввода 330 кВ фазы «А» на указанные проценты. Допустимое увеличение емкости согласно нормам – 5%.Значимых изменений tg? вводов не зарегистрировано. Замечаний по состоянию вводов 110 кВ нет.

2. … в период с 16час.04 мин. по 18 час.50мин. зафиксирован рост газосодержания с 78 ppm до 193 ppm. По заданным уставкам газосодержание в масле для срабатывания системы на выдачу предупредительного сигнала должно превысить величину 300 ppm, а для срабатывания аварийного сигнала – 600 ppm.

Следует отметить, что на ВЛ 330 кВ Л-330-02/03 (Линия 6) в 02 час. 21 мин. и в 05 час. 00 мин. было зафиксировано к.з. на фазе «В» с величинами тока 2,469 кА и 1,527 кА соответственно.

3. В АТ-1 по результатам измерений параметров вводов было зафиксировано увеличение цикла периодичности измерения частичных разрядов (заложено логикой системы).

– в период за 11 дней до момента увеличения тока небаланса во вводах 330 кВ и 10 дней после увеличения тока небаланса (информация получена из показаний прибора R-1600);

– в период до возникновения технологического нарушения ….

Частичные разряды зафиксированы со всех датчиков, установленных на вводах 330 и110 кВ. ЧР имеют нестабильный характер и приблизительно одинаковый уровень на всех фазах.

Трендов в сторону увеличения уровня ЧР не зафиксировано.

Осуществить привязку ЧР к месту расположения источника и сделать заключение об опасности ЧР по имеющимся в системе диагностики данным не представляется возможным.

Вывод: по данным системы мониторинга (даже при наличии информации на пульте управления) дежурный персонал не мог предотвратить технологического нарушения.

Данные системы мониторинга FARADAYTM tMEDIC приведены в приложении № 11.

Погодные условия- дождь, температура наружного воздуха 15 С






Описание возникновения нарушения и его развития

… в 16 часов 18 минут произошло автоматическое отключение автотрансформатора АТ-1 действием дифференциальной и газовой защит (защиты от внутренних повреждений). Анализ осциллограммы показал, что перед возникновением нарушения ток нагрузки по всем фазам на стороне 330кВ составлял 150А. Затем произошло его возрастание до величины около 500А по фазе «В» в течение 0,3 сек (15 периодов). при этом произошел пуск защиты от перегруза по стороне 330кВ с уставкой по току – 360 А, а по времени 9 сек. согласно заданным уставкам РЗА.

При дальнейшем возрастании тока в фазе «В» до 6,6 кА (действующее значение) произошло срабатывание дифференциальной защиты АТ-1 с подачей импульса на отключение выключателей АТ-1 с трех сторон. Через 0,06 сек (3 периода) произошло отключение автотрансформатора. (Осциллограммы- приложение № 13).

После срабатывания защит от внутренних повреждений (ДЗТ, ГЗ) терминалы основных защит Т-60 1 комплект и Т-60 2 комплект выдали сигнал на пуск систем водяного пожаротушения и модуля подачи азота системы предотвращения взрывов и пожаров на трансформаторе типа LTP Transformer Protektor фирмы Sergi (Франция). Срабатывание систем не произошло из -за отсутствия условия пуска пожаротушения – отсутствия напряжения на АТ-1. Из-за конструктивных особенностей выключателей 330 кВ фирмы «AREVA» (тип Т-155 СВ) на стороне 10 кВ присутствовал потенциал, превышающий уставку – 1 кВ, выданную корпорацией «Union».

В процессе развития нарушения произошло срабатывание разрывного диска системы ТР (Sergi) и отсечение объема масла из бака расширителя посредством отсечного клапана. Часть масла (около 9т) из бака АТ-1 перетекла по трубопроводу в бак отделения масла и газов. Кроме того имело место срабатывание предохранительных клапанов Qualitrol (2 шт.), сопровождающееся незначительным выбросом масла на крышку автотрансформатора. В результате возникшего избыточного давления при КЗ произошла деформация колокола АТ-1 с искривлением фланцевого соединения со стороны вводов 330кВ вблизи фазы «В», с расстоянием по плоскости соединения 2 метра. В первые 15 минут после отключения автотрансформатора происходил выброс масла из-под деформированной части колокола струей длиной около 1,2 м (шириной – 1,5-1,8м). После этого струя масла уменьшилась до капельной течи (около 0,5т в сутки).

При отключении автотрансформатора недоотпуска электроэнергии, отключения потребителей и возгорания АТ-1 не было.

Причины возникновения и развития нарушения

Витковое электрическое замыкание наружных витков в районе вывода отвода с выгоранием трех наружных проводников обмотки ПО (последовательной обмотки) фазы «В» автотрансформатора АТ-1 ПС 330кВ.





Конец ознакомительного фрагмента. Получить полную версию книги.


Текст предоставлен ООО «ЛитРес».

Прочитайте эту книгу целиком, купив полную легальную версию (https://www.litres.ru/aleksandr-urevich-hr/ispolzovanie-elementov-iskusstvennogo-intellekta-komp/) на ЛитРес.

Безопасно оплатить книгу можно банковской картой Visa, MasterCard, Maestro, со счета мобильного телефона, с платежного терминала, в салоне МТС или Связной, через PayPal, WebMoney, Яндекс.Деньги, QIWI Кошелек, бонусными картами или другим удобным Вам способом.