ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ
Федеральное государственное унитарное предприятие
«Российский государственный концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях»
(КОНЦЕРН «РОСЭНЕРГОАТОМ»)
УТВЕРЖДАЮ
Первый заместитель Генерального
директора – Технический директор
ФГУП концерн «Росэнергоатом»
Н.М. Сорокин
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ДИАГНОСТИКЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
МУ 0632-2006
Дата введения – 01.06.2006 г.
Генеральный директор ООО «Диагностические комплексы и системы»  Ю.П. Аксенов | Заместитель Технического директора ФГУП концерн «Росэнергоатом»  Н.Н. Давиденко |
Руководитель Департамента НТП ФГУП концерн «Росэнергоатом»  С.А. Немытов | |
Руководитель Департамента по ТО и Р ФГУП концерн «Росэнергоатом»  В.Н. Дементьев |
РАЗРАБОТАНО
| Генеральный директор ООО «ДИАКС» |  | д.т.н. Ю.П. Аксенов |
| Заместитель главного инженера ООО «ДИАКС» |  | А.В. Голубев |
| Главный специалист |  | к.т.н. с.н.с. В.И. Завидей |
| Главный специалист |  | к.т.н. с.н.с. Р.Я. Захаркин |
| Ведущий специалист |  | А.П. Прошлецов |
| Начальник отдела |  | А.Г. Фаробин |
| Начальник отдела |  | И.В. Ярошенко |
| Нормоконтроль |  | С.А. Лошакова |
ПРЕДИСЛОВИЕ
1 РАЗРАБОТАН Департаментом научно-технической поддержки АЭС ФГУП концерна «Росэнергоатом» (С.А. Немытов, В.Г. Самовичев, Б.Д. Пронин).
ООО «Диагностические комплексы и системы» (Ю.П. Аксенов – д.т.н., А.В. Голубев, В.И. Завидей – к.т.н., с.н.с., Р.Я. Захаркин – к.т.н., с.н.с., А.П. Прошлецов, И.В. Ярошенко, С.А. Лошакова)
2 ВНЕСЕН Департаментом научно-технической поддержки АЭС ФГУП концерна «Росэнергоатом» (С.А. Немытов).
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Письмом концерна «РОСЭНЕРГОАТОМ» от 31.03.2006 г. № 249
4 ОБЯЗАТЕЛЕН Для атомных станций в составе концерна «РОСЭНЕРГОАТОМ», для предприятий, обеспечивающих контроль технического состояния электрооборудования, а также для всех других предприятий, привлекаемых к выполнению работ (оказанию услуг), связанных с техническим обслуживанием электрооборудования атомных станций.
5 ВЗАМЕН РД ЭО 0188-00 «Методические рекомендации по диагностике электрических аппаратов распределительных устройств электростанций и подстанций», при использовании для определения технического состояния и ресурсов аппаратов распределительных устройств электростанций и подстанций.
1. Область применения
1.1 Настоящие «Методические указания по диагностике электрических аппаратов, распределительных устройств электростанций и подстанций» составлены на основе накопленного опыта концерна «Росэнергоатом» по диагностике аппаратов ОРУ и вводятся для диагностики измерительных трансформаторов. Данные МУ определяют методологию и процедуру оценки технического состояния аппаратов ОРУ класса напряжения 110-750 кВ с целью их безопасной эксплуатации.
1.2 Настоящими МУ следует пользоваться при выполнении диагностики по освидетельствованию технического состояния и определению ресурса измерительных трансформаторов тока и напряжения, конденсаторов связи, конденсаторных батарей с использованием термографии, газохроматографии растворенных в масле газов, измерений характеристик частичных разрядов и тангенса угла диэлектрических потерь в изоляции, главным образом, под рабочим напряжением.
1.3 Данные МУ следует также использовать при выполнении диагностики с целью оценки состояния вентильных разрядников, ограничителей перенапряжения, ВЧ-заградителей и выключателей.
1.4 Данные МУ не отменяют и не заменяют действующую эксплуатационную и нормативную документацию – «Объем и нормы испытаний электрооборудования», а дополняют и уточняют их в части критериальных оценок при проведении диагностики на рабочем напряжении.
2. Сокращения
АЭС – атомная электростанция.
ИК – инфракрасное излучение.
ИРЗ, PDA – аналоговый прибор для измерений n(Q).
ИЭ – измерительный элемент.
Кд – нормируемый коэффициент.
Кдеф – коэффициент дефектности.
КЗ – короткое замыкание.
МПД – многопараметрическая диагностика.
РД – руководящие документы
МУ – методические указания.
«Н» – оценка технического состояния, как «Норма».
«НСО» – оценка технического состояния, как «Норма с отклонениями».
«НСЗО» – оценка технического состояния, как «Норма со значительными отклонениями».
«У» – оценка технического состояния, как «Ухудшенное».
КС – конденсатор связи.
ОРУ – открытое распределительное устройство.
ОПН – ограничитель перенапряжения.
СТ, ТМР, 2L – датчики ЧР.
ТИФ – термографическая информационная функция.
ТН – трансформатор напряжения.
ТТ – трансформатор тока.
ТФРМ, ТФЗМ, НКФ, НДЕ – тип трансформатора.
ЧР – частичный разряд.
ЭРА – электроразрядная активность.
I – ток, А.
F(t°) – стилизованная функция ТИФ.
Р – средняя мощность ЧР, в относительных единицах.
PDPA – амплитудный анализатор с компьютерным управлением для фиксации n(Q).
Р1 – обобщенная мощность тепловыделений при обработке информации по тепловизионному контролю.
Т, Т, t – температура, °С.
tg – тангенс угла диэлектрических потерь.
Q – амплитуда импульса от ЧР, измеряемая в вольтах на используемом индикаторе.
n – число импульсов от ЧР на период промышленной частоты.
n(Q) – функция распределения числа импульсов от амплитуды импульса.
3. Нормативные ссылки, терминология
3.1 При разработке МУ использованы следующие нормативные и технические документы:
| МЭК-270 | «Измерения характеристик частичных разрядов». |
| IEEI-Std 1434-2000 | «Trial Use Guide to the Measurement of Partial Discharges in Rotating Machinery». |
| ГОСТ 20074-83 | «Метод измерения характеристик частичных разрядов». |
| ГОСТ 2.105-95 | «Единая система конструкторской документации. Общие требования к текстовым документам». «Инструкция по делопроизводству в центральном аппарате концерна «Росэнергоатом». |
| ГОСТ 2.104-68 | «Единая система конструкторской документации. Основные надписи». |
| ГОСТ 2.106-96 | «Единая система конструкторской документации. Текстовые документы». |
| РД ЭО 0069-97 | «Правила организации технического обслуживания и ремонта систем и оборудования атомных станций». |
| РД ЭО-0188-00 | «Методические рекомендации по диагностике электрических аппаратов, распределительных устройств электростанций и подстанций». |
| РД 3420.501.95 | ПТЭ, 15-ое издание. |
| РД 34.45-51.300-97 | «Объем и нормы испытания электрооборудования». Издание шестое. РАО «ЕЭС России». |
| РД 153-34.0-20.363-99 | «Основные положения методики инфракрасной диагностики электрооборудования и ВЛ». |
| РД 34.04-46.303-98 | «Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов» |
| РД 153-34.0-46.302-00 | «Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле». |
| РД 34.45-51.300-97 | «Методические указания по проведению физико-химического анализа масла и влагосодержания». |
| Типовая инструкция, утвержденная техническим директором концерна «Росэнергоатом» 12.07.01. | «Типовая инструкция о порядке проведения измерений характеристик ЧР в изоляции основного высоковольтного оборудования на рабочем напряжении». |
3.2 Терминология
3.2.1 В методических указаниях применены термины, соответствующие ПН АЭ Г-01-011-97 (ОПБ-88/97), государственным стандартам по надёжности и по общим требованиям к конкретному виду оборудования и изделиям, являющихся предметом настоящей методики. Также применены термины, соответствующие РД ЭО 0069-97 «Правила организации технического обслуживания и ремонта систем и оборудования атомных станций».
3.2.2 Расшифровка специфических терминов, используемых при отдельных видах диагностики, приведена в Приложениях А, Б.
4. Общие положения
4.1. Основание для разработки методических указаний
- «Программы мероприятий по обеспечению ядерной, радиационной, технической и пожарной безопасности при эксплуатации АЭС», п.7.2.2;
- задания концерна «Росэнергоатом», определенного «Программой мероприятий по повышению надежности работы трансформаторов тока (ТТ) 330-750 кВ на ОРУ АЭС концерна «Росэнергоатом» на период с 2003 г. по 2005 г.»;
- «Протокола рабочей группы по анализу повреждаемости трансформаторов тока» от 15.02.2003г., утвержденным техническим директором концерна «Росэнергоатом» 27.03.2003 г.;
- «Методических рекомендаций по диагностике электрических аппаратов, распределительных устройств электростанций и подстанций» (РД ЭО-0188-00, срок действия с 01.01.2000 г. по 31.12.2001 г.).
- «Основных правил обеспечения эксплуатации атомных станций» (3 издание, измененное и дополненное РД ЭО 0348-02, 2002);
- «Правил организации технического обслуживания и ремонта систем и оборудования атомных станций» (РД ЭО 0069-97).
4.2. Цели создания данных методических указаний:
- замена «Методических рекомендаций по диагностике электрических аппаратов, распределительных устройств электростанций и подстанций» (РД ЭО-0188-00, срок действия с 01.01.2000 г. по 31.12.2001 г.) с учетом практического опыта использования новых диагностических методов, приборных и программных средств при выполнении диагностики электрооборудования на АЭС.
- описание порядка и объема проведения необходимых контрольно-измерительных операций, повышение вероятности обнаружения и выявление на ранней стадии развивающихся дефектов в изоляции аппаратов ОРУ;
- проведение технического освидетельствования аппаратов ОРУ для обеспечения их надежной эксплуатации, а также выработка для аппаратов с истечением срока службы (ПТЭ, п.1.5.2) мероприятий по его продлению;
- определение аппаратов для проведения ремонта;
- обоснование рекомендаций по очередности замены аппаратов.
4.3. Виды и объемы обследований
4.3.1 В настоящих МУ применение различных методов обнаружения и выявления дефектов на стадиях их возникновения и развития обусловлено, как физическими механизмами образования дефектов и скоростью их развития до выхода оборудования в предельное состояние, так и требованием охвата контролем большого парка оборудования в работе, при ограничениях на их отключение для проведения измерений электрических параметров.
4.3.2 В данных МУ применяются подходы, обеспечивающие приемлемую надежность диагноза аппаратов ОРУ при минимальных затратах на их выполнение за счет следующих видов диагностики:
- контрольного - измерения на рабочем напряжении в контрольных точках и режимах (100% охват всего парка оборудования);
- расширенного - с измерением набора характеристик по используемым видам диагностики на рабочем напряжении;
- комплексного - включающего измерения на рабочем напряжении и на отключенном оборудовании.
5. Дефекты аппаратов ОРУ
5.1 Дефекты измерительных трансформаторов и методы контроля
Ниже приводятся основные типы потенциальных дефектов измерительных трансформаторов.
5.1.1 Ионизационные процессы в высоковольтной изоляции.
1) Электроразрядные явления в бумажно–масляной изоляции обусловлены:
- дефектами бумажной изоляции,
- межвитковыми искрениями при повреждении изоляции вторичной обмотки, повреждением межвитковой изоляции;
- повышенным увлажнением;
- газосодержанием.
2) Используемые методы обнаружения:
а) На начальной стадии развития - измерения частичных разрядов;
б) Для интенсивных электрических разрядов:
- методы измерений частичных разрядов;
- методы инфракрасной термографии;
- метод газохроматографического анализа масла.
При выводе аппарата из эксплуатации для уточнения характера дефекта производится комплекс измерений предусмотренных «Объемами и нормами испытания электрооборудования» и заводской документацией.
5.1.2 Тепловые явления в измерительных трансформаторах
1) Перегревы токоведущих соединений и остова конструкции бака расширителя и фарфора, обусловленные:
- повышенным переходным сопротивлением контактов ошиновки и переключателя обмоток;
- повышенным тангенсом потерь основной изоляции;
- наличием короткозамкнутых витков вторичной обмотки;
- увлажнением изоляции;
- перемагничиванием магнитопровода.
2) Используемые методы обнаружения на рабочем напряжении:
- методы инфракрасной термографии;
- методы измерений частичных разрядов;
- электрические методы измерений емкости и tg при наличии устройств присоединения (УКИ);
- метод газохроматографического анализа масла при наличии устройств пробоотбора масла.
5.1.3 В настоящих МУ применение различных видов обследований (п.4.3), методов обнаружения и выявления дефектов на стадиях их возникновения и развития обусловлено, как физическими механизмами образования дефектов, скоростью их развития (до выхода аппарата в предельное состояние), так и требованием охвата контролем большого парка аппаратов в работе, при ограничениях на их отключение для проведения измерений характеристик технического состояния обмоток.
5.1.4 Используемые при различных видах обследований методы измерений для измерительных трансформаторов и методики диагностики приведены в табл. 5.1.
5.1.5 В данных МУ применяются подходы обеспечивающие приемлемую надежность диагноза измерительных трансформаторов при минимальных затратах на их выполнение за счет:
- масштабов диагностики, достигающих 100% охвата;
- повышения надежности заключения на основе учета результатов нескольких видов диагностики;
- оценкой состояния не только отдельного аппарата, но и присоединения ОРУ в целом.
Таблица 5.1 - Перечень методов диагностики для измерительных трансформаторов по видам обследований
| Вид обследований | Измерения на рабочем напряжении | Контроль при выводе аппаратов из эксплуатации | Дополнительные испытания | |||||||
| Контроль разрядной активности | Тепловизионный контроль | Измерения tg* | Профилактические испытания | Анализ масла | ||||||
| Текущие измерения n(Q) | Внеочередные измерения n(Q) | Амплитудно-временная селекция | Общий | Анализ ТИФ | Оценка tg | |||||
| Контрольные | 100% охват для всех типов аппаратов | 100% охват при экстремальной температуре для ТФРМ | Не проводятся | 100% охват для всех типов аппаратов | Не проводятся | Не проводятся | При наличии устройств контроля типа УКИ данный контроль заменяет измерения на 10 кВ, для ТФРМ. | Не проводятся | Не проводятся | Не проводятся |
| Расширенные | Для всех аппаратов с результатом по контрольным обследованиям НСО | Выполняется для уточнения температурных зависимостей разрядной активности по отдельным аппаратам для ТФРМ | Для всех аппаратов с результатом по контрольным обследованиям НСО или НСЗО | Для всех аппаратов с результатом по контрольным обследованиям как НСО | Для всех аппаратов с результатом по контрольным обследованиям как НСЗО | Для аппаратов с результатом по контрольным обследованиям как НСЗО (для ТФРМ, НДЕ) | Не проводятся | Не проводятся | Не проводятся | Не проводятся |
| Комплексные | Используются данные расширенных обследований | Выполняется для аппаратов с результатом расширенного обследования как «Ухудшенное» (для ОРУ, оборудованных системой «УКИ») | Выполняется в полном объеме | Проводится при необходимости на ГХ-анализ и содержание Н2О и Н-ОН (для всех аппаратов, кроме ТН типа НДЕ) | Возможно проведение: - измерений суточных колебаний разрядной активности для ТФРМ - измерений ЧР на выведенном ТН индуктивного типа при возбуждении напряжения со вторичной обмотки | |||||
________________________
Измерения проводить мостом Шеринга, или «Тангенс 2000», или «Вектор 2М».
5.2 Особенности развития дефектов в трансформаторах тока типа ТФРМ и методы их диагностики
Анализ результатов по повреждениям аппаратов типа ТФРМ и данных по диагностике показывает, что для данных трансформаторов есть два типа скрытых дефектов, проявляющихся по двум моделям развития:
а) тепловой пробой изоляции характеризуется длительным временем развития, связанным с процессом старения бумажно-масляной изоляции и увеличением диэлектрических потерь. Повышение тепловых потерь свыше определенного уровня приводит к развитию теплоионизационного пробоя. Развитие данного явления фиксируется по изменению температуры тепловизионным методом на рабочем напряжении и электрическими измерениями тангенса потерь.
б) электрический пробой обусловлен дефектами изоляции и локальным увеличением напряженности электрического поля. Данные дефекты образуются при перенапряжениях, протекании токов короткого замыкания и активизируются при повышенном увлажнении изоляции, выпадении сконденсированной влаги при резких изменениях температуры окружающей среды, характеризуются длительным временем жизни (месяцы) при отсутствии возмущений и высокой скоростью развития при наличии неблагоприятных факторов с переходом в фазу теплоионизационного пробоя и переходом в предельное состояние за время порядка нескольких суток. Обнаружение данного вида дефектов на ранней стадии развития возможно по изменению интенсивности частичных разрядов на рабочем напряжении.
в) На поздней стадии развития обоих видов дефектов возможно их определение по изменению интенсивности частичных разрядов, результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле, результатам температурных измерений тепловизионными методами, величине тангенса диэлектрических потерь tg.
5.2.1 Методы диагностики ТФРМ
Используемые в настоящих МУ методы диагностики приведены в Приложениях АЗ, применение которых определено в табл. 5.1. Определение технического состояния аппаратов производится на основании результатов нескольких независимых видов диагностики:
1) Тепловизионные измерения (Приложение А), позволяющих установить наличие тепловых аномалий, оценки tg изоляции и перегрева контактов.
2) Измерения интенсивности разрядных явлений в аппарате и амплитудно-временной селекции (Приложение Б), позволяющих установить аппарат, имеющий частичные разряды в изоляции и степень их опасности.
3) Электрические измерения tg и емкости изоляции трансформатора тока на рабочем напряжении (Приложение В) для аппаратов, оборудованных системами контроля на рабочем напряжении. Данные измерения позволяют определять состояние изоляции на рабочем напряжении без вывода аппарата для контроля tg на 10 кВ.
4) Анализ масла на наличие растворенных газов и влагосодержания (Приложение Г).
5.3 Дефекты, обнаруживаемые в аппаратах ОРУ, контактах, контактных соединениях и используемые методы контроля
5.3.1 Конденсаторы связи
1) Конденсаторы связи являются весьма надёжными электротехническими аппаратами. Случаи браковки их связаны, как правило, с наличием следующих дефектов:
- окисление масла;
- частичный пробой или полный пробой секций пакета конденсатора.
2) При оценке состояния конденсаторов связи проводятся следующие измерения:
- измерение емкости;
- измерение тангенса угла диэлектрических потерь;
- тепловизионый контроль;
- измерения уровня разрядной активности.
3) Условия выполнения измерений, критерии оценки состояния изложены в «Объеме и нормах испытаний электрооборудования» (РД 34.45-51.300-97). Критерии оценки состояния по результатам тепловизионного контроля изложены в Приложении Д.
5.3.2 Вентильные разрядники
1) Наиболее распространёнными типами вентильных разрядников, предназначенных для установки в ОРУ, являются:
- разрядники серии РВС на номинальное напряжение 15, 20, 35, 110, 150 и 220 кВ для защиты оборудования с испытательным напряжением по ГОСТ 1516-60;
- разрядники серии РВМГ с магнитным гашением дуги на номинальное напряжение 110-500 кВ для защиты оборудования с пониженным относительно ГОСТ 1516-60 испытательными напряжениями;
- разрядники серии РВМК– комбинированные на номинальное напряжение 330 и 500 кВ для защиты оборудования от грозовых и внутренних перенапряжений.
2) Возможные виды дефектов в элементах вентильных разрядников, приводящие к их аномальным нагревам:
- Нарушение герметичности;
- Обрыв шунтирующих резисторов;
- Увлажнение шунтирующих резисторов;
- Замыкание искровых промежутков.
3) При оценке состояния вентильных разрядников выполняются следующие измерения:
- измерение сопротивления разрядников;
- измерение тока проводимости при выпрямленном напряжении;
- тепловизионный контроль.
4) Периодичность профилактических испытаний, ИК-контроля, критерии оценки состояния вентильных разрядников регламентированы «Объёмом и нормами испытаний электрооборудования», однако можно рекомендовать у разрядников отключаемых на зимний период производить ИК-контроль дважды: осенью перед отключением и весной - непосредственно после включения.
5) Методические аспекты оценки состояния вентильных разрядников изложены в Приложении Е.
5.3.3 Ограничители перенапряжений
1) Ограничители перенапряжений серий ОПН и ОПНИ изготовляются на номинальное напряжение 110-500 кВ, Корниловским фарфоровым заводом (бывший завод «Пролетарий»), Великолукским заводом ВВА, в небольших количествах Московским Всесоюзным Энергетическим институтом (ВЭИ), Московским электрозаводом и другими фирмами. В зависимости от изготовителя ОПН имеют разное конструктивное исполнение и технологию производства.
2) Дефектами ОПН могут быть:
- нарушение герметичности;
- увлажнение кварцевого песка;
- смещение отдельных варисторов у ОПН Корниловского завода;
- пробой варисторов;
- протекание токов утечки под силиконовой рубашкой при плохом качестве склейки.
3) Оценка состояния ОПН осуществляется по результатам профилактических испытаний и тепловизионного контроля с учётом его конструктивных особенностей. Для оценки состояния выполняются следующие измерения*:
- измерение сопротивления ОПН;
- измерение тока проводимости ограничителей перенапряжений;
- тепловизионный контроль.
4) Периодичность профилактических испытаний, ИК-контроля, критерии оценки состояния ограничителей перенапряжения регламентированы «Объёмом и нормами испытаний электрооборудования». Методические аспекты оценки состояния ограничителей перенапряжения изложены в Приложении Ж.
________________________
На Калининской АЭС успешно опробован замер tg (активной проводимости) ОПН-ов под рабочим напряжением прибором «Вектор-2М». В дефектных ОПН, в сопоставлении с исправными, токи проводимости в 8-10 раз выше.
5.3.4 ВЧ-заградители
1) Высокочастотные заградители монтируются к порталам подстанций и устанавливаются на опорных конструкциях. Так как соединения с зажимами заградителей выполнены достаточно длинными шлейфами и воздействие на последние ветровых нагрузок приводит к быстрому нарушению контакта в болтовых соединениях.
2) Опыт инфракрасной диагностики показывает, что при отсутствии виброгасящих устройств в заградителях, периодичность контроля последних должна приниматься не реже 1 – 2 раза в год.
3) Критериями оценки состояния контактных соединений в зависимости от значения токовой нагрузки могут быть допустимые значения превышения температуры, либо значения избыточной температуры по «Объему и нормам испытаний электрооборудования». Методические аспекты в Приложении З.
5.3.5 Конденсаторные батареи
1) Элементы конденсаторных батарей имеют относительно малые размеры при значительной емкости, поэтому даже небольшое увеличение диэлектрических потерь приводит к существенному росту температуры поверхности конденсатора, что легко выявляется тепловизионным приемником. Для конденсатора на номинальное напряжение 0,66 кВ емкостью 146 мкФ увеличение tg на 0,05% приводит к росту температуры на 5 °С. В тех случаях, когда есть пробой секций, это сопровождается перегоранием защитных плавких вставок и отключением конденсатора. В результате такой конденсатор будет иметь температуру окружающей среды и его тепловое изображение совпадает с изображением конструкций, на которых он установлен.
2) Контроль элементов конденсаторных батарей 110 кВ должен проводиться в соответствии с заводской инструкцией четыре раза в год в течение первых двух лет эксплуатации и далее два раза в год.
5.3.6 Контактные соединения и контакты
1) Оценка состояния контактов и контактных соединений осуществляется по результатам следующих измерений:
- измерение сопротивления постоянному току токоведущего контура контактной системы аппаратов (выключатели, разъединители);
- тепловизионному контролю;
- интенсивности электромагнитных излучений от дуговых процессов при ухудшении контакта.
2) Критерии оценки состояния контактов и контактных соединений приведены в «Объеме и нормах испытаний электрооборудования» по аппаратам, а также в Приложении З к данным МУ.
5.3.7 Выключатели
На рабочем напряжении во включенном состоянии по излучению ВЧ сигнала определяется ухудшение контактов. По наличию ЧР фиксируются явления в изоляции, особенно для баковых масляных выключателей. Тепловизионным контролем определяется состояние внешних контактов и вводов для баковых выключателей.
6. Требования к средствам измерений
Для испытаний аппаратов ОРУ используются стандартные средства измерений. Нестандартные средства измерений должны пройти межведомственные испытаний (МВИ) и должны быть рекомендованы межведомственной комиссией.
Программное обеспечение для используемых измерительных средств должно обеспечивать анализ и обработку полученных результатов, и выпуск протоколов.
6.1 Требования к термографическим средствам измерений
Для проведения термографических измерений предпочтительней использовать ИК-тепловизоры длинноволнового диапазона 8-12 мкм, чувствительностью 0,06-0,1 °С, временной стабильностью не хуже 0,1 °С/час, угловым разрешением не хуже 1,5 мрад.
Программное обеспечение термографа должно обеспечивать возможность коррекции излучательной способности объекта, получение температур в точке, линии сканирования, максимальных, средних минимальных значений по выделенной области, построение гистограмм, экспорт термограмм во внешние программные приложения (Excel, Mathcad).
6.2 Требования к системе измерений частичных разрядов
Система измерений ЧР должна обеспечивать:
- чувствительность системы измерений не хуже 10 мВ (5 пКл);
- диапазон измерений амплитуды импульса 10-105 (мВ);
- временное разрешение при анализе однократных импульсов 10-7с;
- программная возможность проведения статистической обработки для построения кривой распределения потока импульсов N(q);
- защиту от коронных и стримерных явлений на высоковольтной ошиновке.
6.3 Требования к проведению хроматографического анализа газов
Анализ должен производиться аппаратурой, обеспечивающей обнаружение в масле газов не хуже:
- для водорода 0,0005% об;
- для метана, этилена, этана 0,0001% об;
- для ацетилена 0,00005% об;
- для оксида и диоксида углерода 0,002% об;
- для воды по РД 34.45-51.300-97 0,005% об;
- общее газосодержание для ТФРМ 0,001% об.
6.4 Требования к электрическим испытаниям
Измерения электрических параметров на выведенных из эксплуатации аппаратах производится стандартными электроизмерительными средствами, предусмотренными нормативной и эксплуатационной документацией.
7. Требования к условиям проведения измерений
7.1 Погодные условия
1) Проведение тепловизионных измерений следует выполнять в сухую безветренную погоду при температуре окружающей среды выше 5 °С в ночные часы, спустя 3 часа после захода солнца. Не следует выполнять обследование при повышенной влажности, выпадении росы, инея, дождя и мокрого снега, наличия тумана. Допускается проведение измерений в дневное время при наличии устойчивой плотной облачности. Для повышения обнаружительной способности и лучшего распознавания характера дефекта, измерения следует проводить при близких к номинальным условиям токовых нагрузок.
2) Измерения частичных разрядов могут проводиться при произвольных внешних условиях, однако в целях повышения вероятности раннего обнаружения дефектов в изоляции, измерения рекомендуется осуществлять при резких изменениях внешних условий (температуры окружающей среды).
3) Допустимые температуры окружающей среды для проведения различных видов измерений связаны с предельной температурой изоляции, приемлемой для измерений или сопутствующих им процедур:
- отбор масла, измерения tg (тангенса угла диэлектрических потерь при испытании от постороннего источника) должны производиться при температуре изоляции t 5 °С. Работы при более низких температурах возможны, но решение принимается техническим руководителем предприятия. При этом рекомендуется повторить такие измерения в возможно более короткие сроки при температуре изоляции не ниже 5 °С;
- для обеспечения корректного сопоставления различных результатов измерений необходимо, чтобы температуры изоляции при этих измерениях отличались не более, чем на 5°С. При больших отличиях необходимо приведение этих данных (пересчет) к единой базе, например, к нормальным условиям (20 °С, 760 мм.рт.ст.). Пересчет выполнять по специальным формулам, как правило, представленным в инструкциях по эксплуатации и стандартах на конкретные виды оборудования.
4) Влажность атмосферы при проведении измерений и испытаний внешней изоляции не должна приводить к выпадению росы или инея на поверхности. Во время дождя испытания запрещены.
7.2 Состав испытаний с учетом климатических изменений
При резких изменениях среднесуточной температуры (на 15 °С в сутки) для трансформаторов тока типа ТФРМ проводить контроль разрядной активности в объеме «контрольных обследований» (раздел 13).
8. Требования к персоналу
К производству работ по оценке технического состояния допускается аттестованный персонал, имеющий соответствующие документы на право проведения работ.
Привлекаемые к измерениям специализированные организации должны быть аккредитованы в концерне «Росэнергоатом» и иметь лицензию Ростехнадзора России.
9. Требования к программе испытаний
Программы обследований и необходимые испытания разрабатываются специализированными организациями в соответствии с данными МУ и утверждаются главным инженером станции.
10. Требования безопасности
Испытания и измерения характеристик трансформаторов тока и напряжения, а также других аппаратов ОРУ должны проводиться с учетом требований общих и местных правил техники безопасности с учетом особенностей технологии диагностики.
Измерения на ОРУ на рабочем напряжении проводятся бригадой не менее 2-х лиц по распоряжению в порядке обхода и осмотра оборудования.
11. Принципы определения технического состояния и объема мероприятий по дальнейшей эксплуатации
Анализ технического состояния основывается на применении многопараметрической диагностики (МПД)*.
В Приложениях АГ, в зависимости от вида диагностики, для зафиксированных характеристик дефекта даны критерии, на основании которых проводится оценка технического состояния по пятиуровневой шкале, согласно табл. 12.1. Основные подходы к определению технического состояния обосновываются в рамках подходов многопараметрической диагностики (раздел 5.1.3). При этом учитываются ситуации, когда все методики дают одинаковую классификацию, но также, если часть независимых методик дает одинаковую классификацию.
12. Принятие заключения о техническом состоянии
При различных уровнях оценки с применением разных методов – итоговая классификация проводится по худшей оценке.
Итоговый диагноз по результатам комплексного обследования, основываясь на МПД, определяется в соответствии со следующим:
1) Если ряд применяемых методов показывает на наличие начальной стадии развивающегося дефекта (оценка - «НСО»), то итоговую оценку технического состояния производить по шкале оценок на ступень выше (оценка - «НСЗО») и т.д.;
2) Если все используемые методы дают оценку «НСЗО», то итоговая оценка состояния - «Ухудшенное».
Объемы мероприятий по условиям эксплуатации и корректирующим мероприятиям для управления ресурсом указаны в табл. 12.1 (для отдельных аппаратов критерии оценки технического состояния даются в Приложениях).
Таблица 12.1 - Принятие решений по корректирующим мероприятиям для дальнейшей эксплуатации аппарата
| Классификация технического состояния (по результатам МПД) и в соответствии с РД ЭО 0069-97 | Рекомендации по эксплуатации и профилактическому контролю | Назначенный срок надежной эксплуатации (при отсутствии непроектных воздействий) |
| «НОРМА» «отсутствие явного дефекта» | Профилактический контроль – согласно требованиям заводской и ведомственной НТД. | Повторное обследование через 23 года в объеме контрольных обследований |
| «НОРМА с отклонениями» «малозначительный дефект» | 1) Периодичность и объем контроля с учетом Рекомендаций соответствующих настоящим МУ согласно экспертным оценкам специализированных организаций. | Повторное обследование через 1,5 года в объеме контрольных обследований |
| «НОРМА со значительными отклонениями» «значительный дефект» | 1) Профилактический контроль дополнить методами диагностики на рабочем напряжении соответствующих характеристик состояния изоляции в соответствии с настоящими МУ. 2) Применение дополнительных методов контроля оформляются распорядительным документом. | Повторное обследование через 6-9 месяцев |
| «УХУДШЕННОЕ» «критический дефект» | 1) Ограничения по длительности эксплуатации. 2) В срок до 12 месяцев провести поиск мест дефектов и выполнить профилактические испытания с остановом аппарата. 3) До останова вести эксплуатацию с учащенным контролем (периодичность определяется экспертно). 4) Провести консультации с заводом-изготовителем или специализированной организацией по профилю оборудования. 5) Все изменения в процедурах и средствах эксплуатации электроустановки оформляются Техническим Решением. | Эксплуатация в условиях применения мониторинга: с учащенной периодичностью не реже 1 раза в 3 месяца |
| «ПРЕДАВАРИЙНОЕ» «предельное состояние» | 1) Требуется немедленный вывод оборудования из работы, поиск места дефекта и его устранение или замена аппарата. 2) В случае отсутствия возможности (по техническим, технологическим, экономическим причинам) немедленного отключения электрооборудования эксплуатация производится на основании Технического решения, разработанного с участием «Завода-изготовителя» или специализированной организации. 3) Определяется комплекс корректирующих мер, обеспечивающих безопасную эксплуатацию и позволяющих отключить оборудование до наступления аварийного, неуправляемого выхода из строя (предельного состояния). | Замена аппарата |
13. Объем работ при контрольных обследованиях
13.1 Этапы обследований
Контрольные обследования выполняются по следующим этапам:
1) Текущие – определяются графиком обследований.
2) Внеочередные – зависят от изменений окружающей температуры (измерения в летний и зимний период резкого изменения температуры) для аппаратов типа ТФРМ, при скачках среднесуточной температуры более 15 °С за сутки.
13.2 Состав и объемы контрольных обследований
13.2.1 Определяющими характеристиками для определения технического состояния всех аппаратов ОРУ являются контроль разрядной активности и тепловизионный контроль с определением дефектов контактов и избыточной температуры аппаратов.
13.2.2Тепловизионное обследование в объеме, предусмотренном следующими документами: Приложение А; для КС – Приложение Д, для разрядников – Приложение Е; для ОПН – Приложение Ж, для ВЧ-заградителей – Приложение З; «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (РД 34.45-51.300-97); «Основные положения методики инфракрасной диагностики электрооборудования и ВЛ» (РД.153-34.0-20.363-99).
13.2.3 Измерения характеристик ЧР в соответствии с Приложением Б и «Типовой инструкцией о порядке проведения измерений характеристик ЧР в изоляции основного высоковольтного оборудования на рабочем напряжении» от 12.07.2001. Электрические измерения для вентильных разрядников приведены в Приложении Е.
13.2.4 Анализ эксплуатационной документации по трансформаторам в части испытаний, выполненных персоналом ЭЦ и имеющих отклонения от требований РД 34.45-51.300-97.
13.3 Анализ результатов обследований и оценка технического состояния
13.3.1 Принятие решения о техническом состоянии по результатам контроля разрядной активности.
Определение технического состояния производится по анализу распределений n(Q), полученных при измерениях, путем их сопоставления с критериальными кривыми (Приложение Б, рис. ПБ.3). При этом техническое состояние может оцениваться как «Норма», «Норма с отклонениями» и «Норма со значительными отклонениями».
13.3.2 Принятие решения по результатам тепловизионного контроля.
- обнаружение превышения температуры в контактах (Приложение А, раздел 4.1). Явления соответствуют явным дефектам, оценка состояния по Приложению А, табл. ПА.1, как «Норма», «НСО» и «НСЗО». Для каждого состояния определен (табл. ПА.1) срок устранения неисправности контакта.
- обнаружение избыточной температуры на аппаратах. Это является признаками дефектов в активной части. При обнаружении значимого превышения избыточной температуры (см. табл. ПА.2) техническое состояние оценивается как «НСЗО» и «Ухудшенное». При отсутствии превышения – «Норма».
13.4 Рекомендации по результатам обследований
13.4.1 Эксплуатация без увеличения объема обследований
При оценке «Норма» по разделам 13.3.1 и 13.3.2 (контроль разрядной активности по 13.3.1), а также по тепловизионному контролю (раздел 13.3.2) техническое состояние аппарата оценивается как «Норма» и дальнейшая эксплуатация выполняется в соответствии с технической документацией без эксплуатационных ограничений.
13.4.2 Эксплуатация с увеличенным объемом обследований
1) По результатам измерения разрядной активности:
Если для аппарата техническое состояние соответствует «НСЗО», полученные по результатам контроля по п. 13.3.1, или же «НСЗО», при контроле по п. 13.3.2 (для ТФРМ, имеющих скачки разрядной активности при температурных изменениях), то для данного аппарата необходимо проведение расширенного обследования.
2) По результатам тепловизионных измерений:
Если техническое состояние «НСЗО» (при контроле по п. 13.3.2), то по данному аппарату необходимо проведение расширенного обследования.
13.5 Документирование результатов контрольных обследований
По результатам обследований составляется протокол с фактическими данными и Акт, в которых отражается техническое состояние аппаратов (по приложениям) и рекомендации по их дальнейшей эксплуатации в соответствии с табл. 12.1. Сроки надежной эксплуатации (при отсутствии непроектных воздействий): для «Н» - 2 года; для «НСО» - 1 год; для «НСЗО» - 6 месяцев.
14. Объем работ при расширенных обследованиях
14.1 Этапы обследований
Расширенные обследования проводятся по следующим этапам.
14.1.1 Текущее, определяемое графиком, для аппаратов с «НСЗО» по результатам предшествующих обследований, по которым для этих аппаратов определен учащенный контроль.
14.1.2 Внеочередное:
а) для аппаратов типа ТФРМ, для которых по результатам проведения измерений во время резких температурных изменений, техническое состояние определено как «НСЗО»;
б) для аппаратов, в которых по п. 13.3.2, по результатам тепловизионного контроля техническое состояние определено как «НСЗО».
14.2 Состав и объем расширенных обследований
14.2.1 Контроль разрядной активности
На аппаратах, включая ТТ, ТН, КС, ВЧ-заградители, выключатели, рекомендованных к расширенным обследованиям, проводятся следующие измерения:
1) определение распределений n(Q), для подтверждения факта повышенной активности, проводятся в соответствии с Приложением Б и «Типовой инструкцией о порядке проведения измерений характеристик ЧР в изоляции основного высоковольтного оборудования на рабочем напряжении», утвержденной техническим директором концерна «Росэнергоатом» 12.07.01 г.;
2) проведение амплитудно-временной селекции (по Приложению Б, раздел 6) для определения:
- аппарата с наличием разрядных явлений, включая фазу ТТ из группы или аппараты вдоль определенной фазы, т.е. локализация объекта вдоль фазы. Таким образом определяется ТТ или ТН, имеющий дефект;
- формы разрядного явления (частичный разряд в изоляции, искрения между витками, дуговые процессы), Приложение Б, раздел 4.
14.2.2 Тепловизионный контроль
На аппаратах, включая ТТ, ТН, рекомендованных к расширенным обследованиям, проводится анализ термографических информационных функций (ТИФ). Контроль КС – Приложение Д, разрядников – Приложение Е, ОПН – Приложение Ж, ВЧ-заградителей и выключателей – Приложение З.
14.3 Анализ результатов обследований и оценка технического состояния для ТФРМ
14.3.1 Принятие решения по результатам контроля разрядной активности
По результатам амплитудно-временной селекции определяется аппарат (или аппараты) с наличием разрядных явлений. При этом для каждого аппарата выявляется число дефектов разрядного характера и формы разрядных явлений: ЧР в изоляции, искрения, дуговые процессы. При наличии внешних помех устанавливается источник этих помех. Классификация технического состояния по результатам расширенного обследования:
1) Аппарат (трансформатор тока типа ТФРМ) классифицируется как «НСЗО», если:
- распределение n(Q) (по рис. ПБ.3, Приложение Б) и при этом максимальные амплитуды импульсов превышают указанную на рис. ПБ.3 не более чем в 2 раза;
- фиксируемые на осциллографе редкие импульсы по амплитуде не более 7В;
- форма разрядного явления соответствует искровому разряду (Приложение Б, табл. ПБ.3).
2) Аппарат (трансформатор тока типа ТФРМ) классифицируется как «Ухудшенное», если:
- фиксируемые амплитуды импульсов от ЧР более 7В;
- форма разрядного явления, происходящего в аппарате, соответствует дуговому процессу (Приложение Б, табл. ПБ.3).
14.3.2 Принятие решения по результатам тепловизионного контроля
Для аппаратов, по которым рекомендовано расширенное обследование проводится анализ термографических информационных функций (Приложение А, раздел 5). При этом в соответствии п.5.1 Приложения А, выполняется математическая обработка термограмм с определением:
1) коэффициента дефектности по наличию повышенных диссипационных явлений в трансформаторе (Приложение А, раздел 6).
2) коэффициента дефектности по наличию аномалии (Приложение А, раздел 7).
Оценка технического состояния проводится по сопоставлению расчетных коэффициентов (Кдис. и Каном.) с критериальными значениями, приведенными в табл. ПА.3, Приложение А, раздел 8. При этом техническое состояние классифицируется как «НСО», «НСЗО» или «Ухудшенное».
14.3.3 Тепловизионная оценка тангенса угла диэлектрических потерь трансформаторов тока
1) По анализу термограмм (Приложение А, раздел 9) проводится оценка величины tg аппарата в соответствии с выражением (П.А-6).
2) Классификация выполняется в соответствии с табл. П.А.5. При этом техническое состояние может быть классифицировано как «НСО» и «НСЗО».
14.4 Рекомендации по результатам расширенного обследования ТФРМ
Объем рекомендаций в зависимости от технического состояния по табл. 12.1.
14.4.1 Эксплуатация без вывода аппарата из работы.
Дальнейшая эксплуатация выполняется без увеличения объема обследований в случаях, если и по контролю разрядной активности, и по тепловизионному контролю состояние классифицируется не хуже, чем «НСО».
14.4.2 Эксплуатация с увеличением объема обследований:
1) Если при обследовании техническое состояние и по контролю разрядной активности, и по тепловизионному контролю соответствует «Ухудшенному», то рекомендуется комплексное обследование.
2) Если при обследовании техническое состояние соответствует:
- по тепловизионному контролю «Ухудшенное»;
- по контролю разрядов «НСЗО»;
то рекомендуется комплексное обследование, или (когда ОРУ оборудовано системой контроля) выполнить контроль tg на рабочем напряжении (Приложение 3).
3) Если при обследовании техническое состояние аппарата соответствует:
- по тепловизионному контролю не хуже «НСЗО»;
- по контролю разрядов «Ухудшенное»;
то рекомендуется контроль разрядной активности на данном аппарате с периодичностью раз в 2 недели (с прекращением учащенного контроля при отсутствии динамики роста или погасания ЧР).
14.5 Объем расширенных обследований трансформаторов тока типа ТФЗМ
14.5.1 Проводятся следующие виды измерений:
1) Контроль разрядной активности на рабочем напряжении (в соответствии с Приложением Б), критерии оценки – в табл. ПБ.4.
2) Тепловизионный контроль в соответствии с Приложением А.
3) Измерения на отключенном аппарате определяются заводской документацией.
14.5.2 Оценка технического состояния.
Принятие технического решения по результатам диагностики в соответствии с табл. 12.1, при оценке технического состояния («Ухудшенное») рекомендуется комплексное обследование.
14.6 Объем расширенных обследований трансформаторов напряжения типа НКФ
14.6.1 Выполняются следующие виды измерений:
1) Контроль разрядной активности на рабочем напряжении (в соответствии с Приложением Б), критерии оценки – в табл. ПБ.4.
2) Тепловизионный контроль в соответствии с Приложением А.
14.6.2 Оценка технического состояния
Принятие технического решения по результатам диагностики в соответствии с табл. 12.1, при оценке технического состояния («Ухудшенное») рекомендуется комплексное обследование.
14.7 Объем комплексных обследований трансформаторов напряжения типа НДЕ и конденсаторов связи
14.7.1 Контроль разрядной активности на рабочем напряжении
Измерения разрядной активности (для электромагнитного устройства) – основной метод и тепловизионный для конденсатора связи и отбора мощности проводятся в соответствии с Приложением Д.
14.7.2 Оценка технического состояния в соответствии с Приложением Б, раздел 7, табл. ПБ.4.
Принятие технического решения по результатам диагностики в соответствии с табл. 12.1, при оценке технического состояния («Ухудшенное») рекомендуется комплексное обследование.
14.8 Документирование результатов расширенных обследований
По результатам обследований составляется протокол с фактическими данными и Акт, в которых, в соответствии с Приложениями, определяется техническое состояние аппарата, а по табл. 12.1 с указанием мероприятий по условиям дальнейшей эксплуатации.
Сроки надежной эксплуатации (при отсутствии непроектных воздействий): для «Н» - 2 года; «НСО» - 1 год; «НСЗО» - 6 месяцев.
15. Объем работ при комплексных обследованиях
15.1 Этапы обследований
Комплексные обследования выполняются по следующим этапам:
1) В соответствии с графиком вывода оборудования для профилактических испытаний со снятием напряжения.
2) Внеочередное, по оперативной заявке, для проведения работ на аппарате со снятием напряжения.
15.2 Объем комплексных обследований трансформаторов тока типа ТФРМ
15.2.1 Контроль разрядной активности на рабочем напряжении
До вывода аппарата из работы провести контроль суточных колебаний интенсивности ЧР, измерения проводить в утренние часы (до 9.00), в период максимальной температуры (13-14 часов), и в вечернее время (21 час).
15.2.2 Измерения на отключенном аппарате
Выполняется объем измерений в соответствии с «Объемом и нормами испытаний электрооборудования» и документацией завода-изготовителя. Дополнительно может быть выполнен ГХ-анализ масла и влагосодержания (Приложение Г). При этом техническое состояние может быть определено как «Ухудшенное» или «Предаварийное».
15.2.3 Анализ результатов обследований и оценка технического состояния
Эксплуатация аппарата, если его техническое состояние соответствует «Ухудшенному» продолжается в следующих случаях:
1) если при контроле разрядной активности зафиксировано «Ухудшенное» состояние, при этом ЧР не являются стабильными и носят вспышечный характер, зависящий от температуры, данные по тепловизионному контролю не хуже «НСЗО», а также, если по данным профилактических испытаний нет отклонений от предельно допустимых значений;
2) если результат по тепловизионному контролю «Ухудшенное», однако контроль разрядной активности не хуже «НСЗО», а измерения tg в норме.
Эксплуатация указанной группы аппаратов (по п.15.2.3) может быть продолжена в режиме специального контроля, по отдельной программе.
15.2.4 Планирование замены аппарата
Плановая замена ТТ типа ТФРМ с техническим состоянием «Ухудшенное» (замена в течение 2-х лет) рекомендуется для следующих аппаратов:
1) если на трансформаторе тока типа ТФРМ устойчиво в течение 3-х лет фиксируются мощные ЧР вспышечного характера в периоды резкого роста или уменьшения средне суточных температур при значительных (15 °С) колебаниях температуры дня и ночи;
2) если на аппарате по тепловизионному контролю устойчивое состояние, соответствующе «НСЗО», и при этом контроль разрядной активности не хуже «НСЗО», а результаты профилактических испытаний близкие, но не превышают предельно допустимых значений.
15.2.5 Замена аппарата
Демонтаж и замена аппарата выполняется в случае, если его техническое состояние соответствует «Предаварийному» при следующих результатах обследований:
1) результаты профилактических испытаний превышают предельно допустимые значения, определенные заводской инструкцией;
2) результаты измерений разрядной активности и тепловизионного контроля соответствуют «Ухудшенному».
15.3 Объем комплексных обследований трансформаторов тока типа ТФЗМ
15.3.1 Проводятся следующие виды измерений
1) Контроль разрядной активности на рабочем напряжении (в соответствии с Приложением Б).
2) Тепловизионный контроль в соответствии с Приложением А.
3) Измерения на отключенном аппарате определяются заводской документацией.
15.3.2 Оценка технического состояния в соответствии с Приложениями А и Б
Принятие технического решения по результатам диагностики в соответствии с табл. 12.1, при оценке технического состояния («Ухудшенное») рекомендуется комплексное обследование.
15.3.3 Замена аппарата
В соответствии с пунктом 15.2.5.
15.4 Объем комплексных обследований трансформаторов напряжения типа НКФ
15.4.1 Выполняются следующие виды измерений:
1) Контроль разрядной активности на рабочем напряжении (в соответствии с Приложением Б).
2) Тепловизионный контроль в соответствии с Приложением А.
3) Измерения на отключенном аппарате – в соответствии с Приложением Б (раздел 8).
15.4.2 Оценка технического состояния
В соответствии с п.7 (Приложение Б, раздел 7), табл. ПБ.4.
Принятие технического решения по результатам диагностики в соответствии с табл. 12.1, при оценке технического состояния («Ухудшенное») рекомендуется комплексное обследование.
15.4.3 Замена аппарата
В соответствии с пунктом 15.2.5.
15.5 Объем комплексных обследований трансформаторов напряжения типа НДЕ и конденсаторов связи
15.5.1 Контроль разрядной активности на рабочем напряжении
Измерения разрядной активности (для электромагнитного устройства) – основной метод и тепловизионный для конденсатора связи и отбора мощности проводятся в соответствии с Приложением Д.
15.5.2 Измерения на отключенном аппарате
Объем работ определяется заводской инструкцией. Для электромагнитного устройства ТН необходимы дополнительные испытания на определение интенсивности ЧР в соответствии с Приложением Б.
15.5.3 Оценка технического состояния
В соответствии с Приложением Д, табл. ПД.1 и табл. ПБ.4.Принятие технического решения по результатам диагностики в соответствии с табл. 12.1, при оценке технического состояния («Ухудшенное») рекомендуется комплексное обследование.
15.5.4 Замена аппарата в соответствии с пунктом 15.2.5.
15.6 Объем обследований для ОПН и вентильных разрядников
Объем обследований и критерии оценки технического состояния – в соответствии с Приложениями Е и Ж.
15.7 Объем обследований ВЧ-заградителей
Объем обследований и критерии оценки технического состояния – в соответствии с Приложением З.
15.8 Документирование результатов комплексных обследований
По результатам обследований составляется протокол с фактическими данными и Акт, в которых, в соответствии с Приложениями, определяется техническое состояние аппарата, а по табл. 12.1 с указанием мероприятий по условиям дальнейшей эксплуатации.
Сроки надежной эксплуатации (при отсутствии непроектных воздействий): для «Н» 2 года; «НСО» 1 год; «НСЗО» 6 месяцев.
16. Порядок обследования вновь вводимых после хранения трансформаторов тока типа ТФРМ
Опыт ввода в работу ТТ типа ТФРМ показывает на возможность повреждений в приработочный период (продолжительность которого 2 года). При этом повреждения ТТ определяются наличием технологических дефектов в изоляционной конструкции аппарата. При длительном хранении ТТ к отклонениям при изготовлении накладывается влияние условий хранения. Совокупность обстоятельств увеличивает риск повреждения включенного аппарата после длительного хранения.
16.1 Испытания трансформаторов тока типа ТФРМ перед вводом в эксплуатацию
При вводе в эксплуатацию ТФРМ, которые хранились больше определенного заводом срока, равного трем годам, аппараты необходимо испытывать длительным приложением повышенного напряжения. Время выдержки под повышенным напряжением должно быть эквивалентно выдержке на рабочем напряжении, соответствующей приработочному периоду. Способами испытаний могут быть:
- испытания в специализированных высоковольтных залах (г. Москвы и С.-Петербурга);
- испытания на специальных стендах* (передвижных установках) собственно на ОРУ атомной станции.
____________________
Для испытаний используется стенд с резонансным каскадным источником высокого напряжения, создаваемого на основе трансформаторов напряжения типа НКФ.
16.1.1. Измерения характеристик изоляции при длительных испытаниях
При приложении повышенного напряжения проводить измерения следующих характеристик:
- частичных разрядов;
- изменения величины tg.
16.1.2. Критерии оценки технического состояния аппаратов при длительных испытаниях
Испытания будут успешными:
- если за время испытаний максимальная величина кажущегося заряда будет не более 20 пКл;
- если за время испытаний не будет динамики роста кажущегося заряда;
- если tg не возрастает более чем на 30%.
16.2. Диагностические операции после ввода аппаратов в работу на протяжении 2-х летнего периода
16.2.1. Для аппаратов, срок хранения которых не превышает три года
- контроль разрядной активности с периодичностью один раз в 3 месяца, при отсутствии сигналов далее один раз в 6 месяцев;
- тепловизионный контроль один раз в течение 6 месяцев.
16.2.2. Для аппаратов со сроком хранения более 3 лет, прошедших высоковольтные испытания
- контроль разрядной активности с периодичностью один раз в 2 месяца, при отсутствии сигналов далее через 3 месяца;
- тепловизионный контроль один раз в 3 месяца.
16.2.3. Для аппаратов со сроком хранения более 3 лет, не прошедших высоковольтные испытания
- контроль разрядной активности с периодичностью один раз в месяц, при отсутствии сигналов далее через 2 месяца;
- тепловизионный контроль один раз в 3 месяца.
17. Принятие решения о техническом состоянии ОРУ станции или подстанции
Работы проводятся в соответствии с п.8 РД ЭО-0188-00 «Методические рекомендации по диагностике электрических аппаратов, распределительных устройств электростанций и подстанций».
Целью многофакторного анализа (МФА) является определение причин закономерностей ухудшения технического состояния аппаратов, зависящих от некоторых внешних факторов (перенапряжений, токов К.З. и т.д.).
На основе МФА определяются:
1) Присоединения с наибольшим числом аппаратов, техническое состояние которых имеет признаки ухудшения.
2) Определяются вероятные воздействия, определяющие ухудшение технического состояния данного присоединения.
3) Формируются меры по корректирующим мероприятиям для повышения эксплуатационной надежности.
Результаты МПД дают обоснованную общую оценку состояния электроподстанции в целом и отдельных ее ячеек, в частности. Для этого результаты МПД в виде условных обозначений и цветов (цветов светофора) наносятся на схемы энергообъекта (электростанции, подстанции). Это позволяет составить карту-схему состояния аппаратов на ПС с целью получения наглядного представления об общем состоянии ПС и отдельных ячеек. По картам-схемам определяются закономерности в оценке состояний и мест размещения аппаратов в схеме ПС.
Кроме того, карты-схемы состояний ЭО по результатам МПД позволяют оценить срок службы аппарата и объекта в целом. Карты-схемы состояний, в свою очередь, являются основой для проведения работы системного характера – многофакторного анализа для определения причин ухудшения технического состояния аппаратов в данном присоединении.
Приложение А
Методы, средства и обработка результатов тепловизионного контроля измерительных трансформаторов тока и напряжения
Данный раздел относится к измерению температурных полей поверхностей трансформаторов тока и напряжения. Измерения выполняются на рабочем напряжении в условиях эксплуатации.
1. Пояснения терминов, используемых в тексте
В разделе применяются следующие термины:
| Превышение температуры | Разность между измеренной температурой нагрева и температурой окружающего воздуха. |
| Избыточная температура, Т | Превышение измеренной температуры контролируемого узла над температурой аналогичных узлов других фаз, находящихся в одинаковых условиях. |
| Термографическая информационная функция (ТИФ) | Пространственная свертка термограммы. |
| Коэффициент дефектности | Отношение измеренного превышения температуры контактного соединения к превышению температуры, измеренному на целом участке шины (провода), отстоящем от контактного соединения на расстоянии не менее 1 м. |
| Контакт | Токоведущая часть аппарата, которая во время операции размыкает и замыкает цепь. |
| Контактное соединение | Токоведущее соединение (болтовое, сварное, выполненное методом обжатия), обеспечивающее непрерывность токовой цепи. |
| Аномалия | Местное изменение температуры (избыточная температура) на некотором малом участке поверхности бака, характеризуется средней и максимальной температурой пятна. |
| Наиболее вероятное значение температуры | Значение температуры в максимуме термографической информационной функции. |
2. Используемая аппаратура
При тепловизионном контроле электрооборудования должны применяться тепловизоры третьего поколения с разрешающей способностью не хуже 0,1 °С, предпочтительно со спектральным диапазоном 8-12 нм (область относительной спектральной прозрачности атмосферы).
3. Методические аспекты
Оценка теплового состояния электрооборудования и токоведущих частей проводится путем сравнения измеренных значений температуры в пределах фазы, между фазами, с заведомо исправными участками, в зависимости от условий работы и конструкции и может осуществляться:
- по нормированным температурам нагрева (превышениям температуры);
- по избыточной температуре;
- по коэффициенту дефектности;
- по динамике изменения температуры во времени.
Значительный объем практических измерений выполненный на трансформаторах тока при различных погодных условиях показывает, что в плане повышения обнаружительной способности при выявлении дефектных аппаратов необходимо соблюдение целого ряда условий. Последнее связано с чрезвычайно низким уровнем тепловыделений в изоляционной конструкции и низким температурным контрастом обусловленным, как предельной чувствительностью тепловизоров и их временной нестабильностью, так и влиянием оптических свойств поверхности и воздействием окружающей среды.
При практическом выполнении обследований необходимо руководствоваться следующими положениями:
- Тепловизор следует ориентировать относительно нормали к поверхности измерения:
для металлических поверхностей – в пределах 0-40°;
для окрашенных поверхностей и диэлектриков – в пределах 0-60°;
- Измерения необходимо поводить в сухую безветренную погоду при положительных температурах желательно в наиболее жаркий период 20-25 °С и скорости ветра не более 2 м/с;
- В предшествующие измерениям сутки не должны выпадать осадки, а день должен быть солнечным;
- Термографирование измерительных трансформаторов тока следует проводить не ранее 3 часов после захода солнца (установление режима регулярного теплообмена), допускается проведение измерений в дневное время при наличии плотной облачности;
- Токовая нагрузка по линии в предшествующий измерениям период 10-12 часов возможно более близкая к номинальному значению;
- Анализ термограмм и термографических информационных функций проводить по тождественным областям поверхности бака и фарфоровой покрышки;
- В качестве фрагмента поверхности бака на трансформаторах тока серии ТФРМ следует использовать поверхность переходного участка между баком и фарфором;
- Период между измерениями баков фаз в одной группе не должен превышать одной минуты;
- Проводить ежегодный контроль метрологических параметров тепловизоров с использованием аттестованных моделей абсолютно черного тела;
- Для повышения достоверности измерений на трансформаторных группах имеющих признаки дефектных трансформаторов следует дополнительно провести: одновременную регистрацию динамики снижения температуры по бакам трех фаз до восхода солнца с периодичностью 30 минут между измерениями;
- Металлические шины и элементы конструкций ТТ и ТН окрашены, и в этом случае необходимо ориентироваться на коэффициент излучения покрытия.
Повышенный темп охлаждения бака сравнительно с другими фазами свидетельствует о наличии дефекта.
4. Тепловизионный контроль измерительных трансформаторов тока и напряжения
4.1 Контактные соединения измерительных трансформаторов
Оценка состояния контактных соединений производится путем сравнения температуры однотипных контактов, находящихся в одинаковых условиях по нагрузке и охлаждению, а также сравнением температуры контактного соединения и сплошных участков токоподводов:
1) При контроле контактных соединений тепловизор следует располагать возможно ближе к ним, расстояние 30...40 м является предельным при такого рода измерениях, или пользоваться объективами с углом обзора 7°;
2) Измерения не следует проводить во время дождя, скорость ветра не должна превышать 4 м/сек. При больших скоростях ветра следует вводить поправки;
3) Измеренные значения температур или перегрева следует корректировать с учетом нагрузки, излучательной способности измеренных объектов и атмосферных условий;
4) Выявление дефектов контактных соединений необходимо проводить при нагрузках, близких к номинальному значению. При Iнагр < 0,5 Iном измерения проводить не рекомендуется;
5) Рекомендуемая периодичность проведения измерений - один раз в год, а также после проведения ремонта оборудования и ревизии контактных соединений;
6) Характеристикой контакта, определяющей его техническое состояние, является «Превышение температуры» Т;
При отбраковке контактных соединений рекомендуется для эксплуатирующего персонала использовать критерии отбраковки, приводимые в табл. ПА.1.
Таблица ПА.1 – Температурные критерии оценки технического состояния контактных соединений
| Техническое состояние | Критерии оценки состояния | Предельный срок устранения дефекта контактного соединения |
| «НОРМА» | T менее 5°C | |
| «НОРМА С ОТКЛОНЕНИЯМИ» | T в пределах 5°C - 35°C | Во время ППР |
| «НОРМА СО ЗНАЧИТЕЛЬНЫМИ ОТКЛОНЕНИЯМИ» | T в пределах 35°C - 85°C | В течение 6 месяцев |
4.2 Баки и фарфоровые покрышки измерительных трансформаторов
Оценка состояния изоляции измерительных трансформаторов проводится путем сопоставления температур баков и фарфоровых покрышек между фазами.
Критерии оценки технического состояния по уровню средней (наиболее вероятного значения) избыточной температуры тождественных фрагментов баков и фарфоровых покрышек приведено в табл. ПА.2.
Таблица ПА.2 – Температурные критерии оценки технического состояния изоляции трансформаторов тока ТФРМ
| Техническое состояние | Критерии оценки состояния | Рекомендации |
| «Норма» | Т менее 0,5 °С | Повторный контроль через 6 мес. |
| «Норма с отклонениями» | 0,5 °С Т 0,7 °С | Учащенный контроль через 1 мес. |
| «Норма со значительными отклонениями» | 0,7 °С Т 1,2 °С | Планировать замену, учащенный контроль до вывода из работы |
| «Ухудшенное» | Т 1,2 °С | Срочный вывод из работы, проведение измерений tg, анализ масла. При наличии отклонений в параметрах по tg и суммарному газосодержанию – замена аппарата. |
