Поиск по сайту
Начало >> Статьи >> Анализ требований норм испытаний по диагностике маслонаполненного оборудования

Анализ требований норм испытаний по диагностике маслонаполненного оборудования

Поляков B.C. (Санкт-Петербург)

Достоинство Норм испытаний электрооборудования [1] заключается в том, что в них наконец включены некоторые виды диагностики электрооборудования, в том числе и маслонаполненного, под рабочим напряжением. Однако при составлении Норм не использован опыт диагностики электрооборудования, накопленный как в ряде энергосистем, например, Ленэнерго и других, так и отдельными специалистами - разработчиками методик диагностики под рабочим напряжением. Именно поэтому использование требований Норм может привести и уже привело к повреждениям оборудования и дискредитации самой системы диагностики под рабочим напряжением.
Основной недостаток всех предыдущих редакций Норм и действующей в настоящее время заключается в том, что требования Норм никак не связаны с основными факторами, на основе которых только и может быть создана оптимизированная система диагностики. Такими факторами являются:
Характер дефекта, приводящего к повреждениям эксплуатируемого в настоящее время оборудования;
Время развития дефекта от момента его появления до повреждения оборудования;
Методы выявления дефектов, позволяющие с минимальными трудозатратами выявлять дефекты на ранних стадиях развития, то есть задолго до перехода дефекта в предаварийное состояние.
1 .Характер дефекта
Для создания эффективной системы диагностики необходимо точно знать действительную причину повреждений оборудования, то - есть определить тот дефект, который привел к повреждению. Как правило, это достаточно сложная задача, однако без её решения невозможно исключить повторение повреждений. Существенно облегчает задачу понимание того, что необходимо искать, а для этого необходимо сформулировать общую идею, по которой поверяются частные решения.
Легко убедиться в том, что все повреждения происходят по одной единственной причине - из-за нерасчетных эксплуатационных воздействий на оборудование. Поэтому основная задача при расследовании повреждений или причин отбраковки оборудования установить: какой вид нерасчетного воздействия привел к появлению и развитию дефекта? Нерасчетные эксплуатационные воздействия появляются из-за того, что не были учтены при проектировании и конструировании аппарата, либо аппарат был изготовлен или эксплуатируется не в соответствии с расчетными характеристиками.
Самый очевидный пример - трансформаторы напряжения. Это один из самых надежных видов оборудования, однако, ТН не рассчитан на воздействие феррорезонансных перенапряжений (ФРП). И во всех случаях, когда ТН установлен в схеме, где возможно возбуждение ФРП, он повреждается, даже если был только что испытан и имел превосходные характеристики, отвечающие всем требованиям Норм.
Трансформаторы тока 330, 500 и 750 кВ не рассчитаны на воздействие токов КЗ, которое вызывает появление местного дефекта. Развитие дефекта ускоряется при воздействии высокой температуры окружающей среды (30-3 5(C), солнечной радиации в сочетании с номинальной нагрузкой и допустимым уровнем напряжения. В таких условиях дефект развивается до повреждения за 2-3 недели.
Вводы не рассчитаны на использование при изготовлении материалов, которые будут изменять характеристики масла, приводить к отложению проводящих осадков на внутренней поверхности ввода, поэтому в них появляются дефекты и развиваются до повреждения, если не выявить своевременно такой дефект[5].
Силовые трансформаторы чаще всего не рассчитаны на то количество КЗ, которым они подвергаются в эксплуатации, что приводит к их повреждениям. Были повреждения трансформаторов из-за неправильного расчета распределения напряжения по изолирующим межфазным бакелитовым цилиндрам (серия автотрансформаторов 330 кВ), что приводило к развитию ползущего разряда[3]. Автотрансформаторы с РПН типа ЗРНОА-110-1000 повреждались из-за неправильной сборки, в результате которой проводники шунтирующих сопротивлений касались бакелитового цилиндра, что перераспределяло напряжение и приводило к развитию ползущего разряда[4].
Значительный процент маслонаполненного оборудования повреждался из- за того, что при расчетной электрической прочности масла 35 кВ, эксплуатировался при более низком значении пробивного напряжения масла.
Все это примеры нерасчетных воздействий на оборудование, выявление которых позволяет определить характерные дефекты для эксплуатируемого в настоящее время оборудования.
Характерными дефектами, приводящими к повреждениям большинство видов оборудования, эксплуатируемого в настоящее время, являются местные дефекты. Это установлено по результатам разборок поврежденного оборудования, а также по результатам стендовых испытаний забракованного. В тех случаях, когда проводились испытания забракованного оборудования, например, в НИИПТ'е или других исследовательских центрах, удавалось установить истинную причину повреждения оборудования. Особенно эффективны в этом отношении ресурсные испытания, позволяющие воспроизвести то эксплуатационное воздействие, которое приводит к появлению дефекта и проследить за его развитием вплоть до полного повреждения оборудования. Так были подтверждены причины появления дефектов в ТТ и факторы, определяющие скорость их развития.
Для силовых трансформаторов наиболее характерны местные дефекты, приводящие к появлению частичных разрядов, и нарушение динамической устойчивости.
Трансформаторы тока повреждаются из-за появления и развития местных дефектов от нерасчетных эксплуатационных воздействий, в частности, от воздействия токов КЗ и ВЧ перенапряжений при обычных коммутациях в РУ.
ТН повреждаются в основном от ФРП, хотя распространены схемы, когда ТН вынесен на линию (за линейный разъединитель) и на него воздействуют грозовые перенапряжения нерасчётного уровня.
Основная причина повреждения вводов - появление проводящих отложений на внутренней поверхности ввода и дефекты сборки. Зафиксированы повреждения вводов из-за дефекта конструкции заземления измерительного вывода - через алюминиевый колпачок. Окись алюминия отличный изолятор и измерительный вывод оказывается либо заземленным через высокое сопротивление, либо вообще не заземлен. Такие дефекты приводили к повреждениям вводов, например, повреждение ввода 110 кВ на пс 15 «Ленэнерго» в 1997 году, привело к погашению телецентра и других ответственных потребителей. Причина была подтверждена последующим тепловизионным обследованием, при котором был обнаружен еще один ввод с аналогичным дефектом.
Итак, повреждения оборудования чаще всего происходят из-за местных дефектов. В тоже время Нормы ориентированы на выявление распределенных дефектов, поэтому и происходят повреждения оборудования, которое испытывалось в соответствии с Нормами.

2. Время развития дефекта

Периодичность испытаний оборудования во всех предыдущих и в ныне действующей редакции Норм выбиралась и выбирается из самых разных соображений. Чаще всего это кратность периодичности капитальных ремонтов и возможности выполнения диагностики имеющимися силами и средствами. Причем произвольное увеличение сроков между профилактическими испытаниями обосновывается малым процентом отбраковки или ее полным отсутствием.
На самом деле периодичность испытаний это равнозначный по важности с методами элемент диагностики. Периодичность испытаний должна выбираться только исходя из времени развития дефекта. Представим, что сегодня оборудование испытано самым совершенным методом, позволяющим выявить дефект на ранней стадии развития. Завтра в оборудовании появился дефект, время развития которого до повреждения менее года, что действительно соответствует времени развития большинства дефектов. Если следующие испытания назначены в срок более года, а ряд испытаний выполняется с периодичностью в три или даже шесть лет, то оборудование благополучно повредится и эффективность диагностики сведена к нулю.
Поэтому диагностика должна выполняться с периодичностью определяемой временем развития дефекта, то - есть не реже одного-двух раз в год, а также должны выполняться внеочередные испытания после каждого эксплуатационного воздействия, которое может привести к появлению дефекта.

3.Методы выявления дефектов

Эффективно выявлять местные дефекты на ранней стадии развития можно только используя диагностику под рабочим напряжением.
Нормы допускают: «По мере накопления опыта проведения контроля под рабочим напряжением решением технического руководителя энергопредприятия возможен переход к установлению очередных сроков ремонта оборудования по результатам диагностики его состояния и отказ от некоторых видов испытаний, выполняемых на отключенном электрооборудовании» (п.1.8[1]). Такой подход сдерживает внедрение диагностики под рабочим напряжением, так как часть эксплуатационников считает, что нерационально выполнять одновременно испытания с отключением и под напряжением. И они правы. В стране накоплен достаточный опыт диагностики под рабочим напряжением, позволяющий отказаться от диагностики с отключением при переходе на измерения под рабочим напряжением. Так в Ленэнерго, Донбассэнерго, Севкавказэнерго и других с начала шестидесятых годов используется диагностика под рабочим напряжением подвесных и опорных (штыревых) фарфоровых изоляторов, вентильных разрядников. С начала семидесятых годов под напряжением измеряется tgδ и емкость вводов и ТТ с конденсаторной изоляцией, частичные разряды, проводится тепловизионная диагностика и диагностика на основе ХАРГ.
Однако, необходимо тщательно анализировать возможности методов и внедрять только действительно эффективные.
Так, диагностику вводов и ТТ под рабочим напряжением Нормы разрешают выполнять двумя методами: измерением комплексной проводимости У или измерением tg( и емкости. «Контролируемые параметры: изменения тангенса угла диэлектрических потерь (( tg() и емкости ((С/С) основной изоляции или (и) изменение модуля ее полной проводимости ((Y/Y). Допускается контроль по одному из параметров (( tg( или (Y/Y)» (§ 7.10 и §23.7 [1]). Нельзя согласится с тем, что предлагаемые методы равноценны.
Во-первых - комплексная проводимость это новый параметр, эффективность которого доказана лишь теоретически. Примеров отбраковки оборудования по этому параметру нигде не опубликовано, хотя используется он достаточно давно. В то же время измерение тангенса угла диэлектрических потерь привычный для эксплуатационников метод, по которому существуют заводские нормы и имеется достаточный объем забракованного оборудования по этому параметру.
Во-вторых - при измерении комплексной проводимости необходима очень высокая чувствительность схемы измерения, при которой невозможно отстроится от влияний изменения характеристик элементов самой измерительной схемы (увлажнение, коррозия резисторов, разрядников и других элементов). Эти изменения приводят к частым ложным срабатываниям схемы из-за появления тока небаланса. Хотя ток небаланса при изменении характеристик изоляции не будет замечен схемой. Например, для ввода 110 кВ емкостью 500 пФ с tg(=0,5% полный ток равен 0,001000012 А, а для ввода с предельным значением tg(~l,5% - 0,001000112 А. Различить десятые и сотые доли микроампера вряд ли возможно, да и нет необходимости при наличии чувствительной и точной мостовой схемы. При измерениях под напряжением tg( получаются результаты, сопоставимые по точности с результатами измерений на стенде завода или на стенде НИИ. Поэтому Нормы должны рекомендовать только один метод измерений под рабочим напряжением - измерение tg( и емкости.
Самый большой недостаток Норм - это нормирование результатов измерений под рабочим напряжением. При измерениях под напряжением Нормы допускают эксплуатацию оборудования с параметрами значительно превышающими значения, рекомендованные заводом и в других разделах Норм.
Таблица
Сопоставление требований таблиц Норм по диагностике вводов и трансформаторов тока

Примечания:

  1. схема измерений tg δ предусматривает использование в качестве эталона аналогичного аппарата с известным значением tg δ и емкости, поэтому реальное значение tg δ будет больше чем A tg δ. Нормы предлагают эксплуатировать вводы и ТТ с значениями tg δ, превышающими предельно допустимые заводом.
  2. В таблице 7.2 не указано значение для ТТ типа ТФУМ-330, поэтому здесь приведено значение, указанное в паспорте завода.

Необходимо отметить, что предельное значение tg(, приведенные в таблицах 7.2 для ТТ и 23.1 для вводов, определены на основе расчетов тепловой устойчивости и являются предельно допустимыми. Ввод или ТТ с такими значениями tg( при одновременном воздействии всех возможных тепловыделяющих факторов (окружающая среда, нагрев солнцем, номинальная нагрузка, повышенный уровень напряжения) потеряет тепловую устойчивость, что приведет к тепловому пробою. Поэтому, когда в таблицах 7.3 и 23.2 указываются значения, превышающие нормируемые заводом в два и более раз, то следование этим нормам обязательно приведет к повреждениям оборудования. Кстати такой случай произошел в Колэнерго на подстанции Мончегорская, где взорвался ТТ- 330 кВ типа ТФУМ-330 через два дня после измерений под рабочим напряжением и постановки диагноза по Нормам в соответствии с таблицами 7.3 (Atg(<l,5%) и таблицей 7.4- контроль не реже 1 раза в 3 месяца при 0,5<Atgδ<l,5%.
Несовершенство Норм приводит к тому, что немедленно после выхода документа, следуют дополнения и изменения [2].
Для того, чтобы избежать ошибок из-за следования неверным требованиям Норм энергосистемам следует выпускать свои Нормы с учетом всех вышеизложенных замечаний и руководствоваться при диагностике под напряжением ими. Такие Нормы уже выпущены в ряде энергосистем и Госинспекция признает их законными.

Ссылки на директивные документы:

  1. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. Изд.шестое. -М..ЭНАС.1998.
  2. Изменение №1 «Объема и норм испытаний электрооборудования: РД 34.45-51.300-97».РАО «ЕЭС России».М.ЮРГРЭС.2000.
 
« Аморфные сплавы и экономия   Аппаратура для измерения электрических характеристик трансформаторных масел »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.