Реферат: Об оценке состояния электрооборудования с большим сроком службы

Об оценке состояния электрооборудования с большим сроком службы

Иванова Е. И. инж., Осотов В.Н., канд. техн. наук, Уральский центр охраны труда энергетиков – ОАО «Свердловэнергоремонт»


Замена оборудования, выработавшего свой ресурс, осуществляется настолько медленно, что процесс старения его парка практически не снижает своих темпов. “Болезнь” настолько запущена, что ожидать быстрого старения этой задачи не приходится. Объем “старого” оборудования слишком велик, а недостаток необходимых производственных мощностей и нехватка строительно-монтажного персонала усугубляют и без того тяжелое положение.

Существующие темпы ввода новых энергетических мощностей часто не успевают за ростом энергопотребления, что в ряде регионов уже сегодня является фактором, сдерживающим рост экономики в целом. В этих условиях совершенствование системы сервисного обслуживания “стареющего” электрооборудования становится задача поддержания не только его работоспособности, но и обеспечения на должном уровне надежности электроснабжения в целом.

Для решения этих задач необходимо не просто установить факт соответствия или несоответствия оборудования набору неких формальных признаков, но и своевременно выявить признаки ускоренного “старения”, а также провести комплекс мероприятий, позволяющих продлить ресурс электрооборудования на определенный срок. Ключевыми в этой ситуации становятся следующие вопросы:

1. Каков фактический или остаточный ресурс работоспособности конкретной группы или единицы электрооборудования?

2. Каковы фактические характеристики надежности конкретной группы или единицы электрооборудования, срок службы которого существенно превышает назначенный в технической документации?

3. Что нужно сделать, чтобы не только поддержать работоспособность “старого” электрооборудования, но и обеспечить приемлемые характеристики его надежности?

К сожалению, в настоящее время абсолютно точных и однозначных ответов на эти вопросы не существует, что обусловлено целым рядом причин и, прежде всего, несовершенством действую щей нормативно-технической документации (НТД). Однако в реальной жизни совсем не обязательно иметь однозначные ответы на все вопросы. Во многих случаях достаточно получить качественную оценку с приемлемым уровнем достоверности.

Рассмотрим возможные пути решения таких задач на примере оценки со стояния изоляции силовых трансформа торов. В соответствии с действующей НТД практически единственным решением является определение степени полимеризации образцов изоляции из зоны, где изоляция подвержена наибольшей деградации. Чаще всего это наиболее нагретая часть обмоток трансформатора, которая расположена в труднодоступном месте.

На практике для проведения относительно простого и недорого анализа не обходимо, по сути дела, провести капитальный ремонт трансформатора (раз герметизировать активную часть, слить масло, отобрать образец изоляции из труднодоступной зоны обмоток, восстановить поврежденную в месте отбора образцов изоляцию и пр.). Если даже предположить реальные условия для процедуры отбора образцов, то и тогда это должно осуществляться только при серьезных признаках, подтверждающих значительный износ изоляции.

Это особенно актуально на современном этапе реформирования электроэнергетики, когда сервисные услуги объявлены “непрофильным бизнесом”, а исполнителя этих услуг определяют по результатам торгов, где его компетенция, как показывает реальная практика, является не самым главным фактором. В условиях эксплуатации образцы изоляции отбираются из удобных для этих целей участков, а не из зоны с наибольшим “старением” изоляции, поэтому достоверность данного метода контроля на самом деле не слишком высока. В такой ситуации важную роль должны играть косвенные методы, позволяющие накопить достаточные данные для оценки состояния изоляции и обоснованного решения о проведении отбора образцов изоляции. Такие методы кос- венной оценки известны и должны использоваться на практике.

Например, законы термического “старения” бумажной изоляции изучены достаточно хорошо, поэтому на их основе разработаны многочисленные (в том числе и стандартизованные) методики оценки относительного расхода ресурса изоляции силовых трансформаторов по температуре наиболее на гретой точки. Однако для трансформа торов с большим сроком службы не возможно получить точные данные для расчетов, так как в относительно недалеком прошлом отсутствовали системы автоматизированного сбора и длительного хранения необходимой информации (текущая нагрузка, систематические и аварийные перегрузки, температура масла и окружающей среды и пр.).

Ретроспективно эти данные могут быть оценены только экспертным путем, что позволяет определить термический износ изоляции лишь в первом приближении. Однако на практике и этих данных в ряде случаев бывает достаточно для принятия решения об отборе образцов изоляции. Например, если известно, что нагрузка трансформатора на протяжении всего срока службы не превышала 50 % номинального значения, температура верхних слоев масла была ниже допустимой на 30 — 40 °С и при этом отсутствовали опасные перегревы, тогда очевидно, что и через 30 — 40 лет эксплуатации термический износ будет незначителен, поэтому проведение дорогостоящих процедур не имеет смысла.

Это подтверждается как опытом успешной эксплуатации трансформаторов со сроком службы более 40 — 45 лет, так и опытом обследования “старых” трансформаторов (случаи выявления предельного состояния изоляции единичны). Однако, когда нагрузка и другие параметры, определяющие процесс износа изоляции, близки к предельным значениям, тогда неточность в месте отбора образцов может существенно повлиять на корректность оценки степени “старения” изоляции. В этом случае следует применять дополнительные косвенные методы.

Наименее затратными являются методы, основанные на анализе продуктов деструкции изоляции и других элементов активной части, находящихся в масле (определение содержания фурановых соединений, состав растворенных газов, состав механических примесей и пр.). Например, высокое содержание фурановых соединений в масле является достаточным основанием для проведения отбора образцов изоляции с целью определения степени полимеризации бумаги. Если же их небольшое содержание хорошо согласуется с другими косвенными показателями, свидетельствующими о незначительном ста рении изоляции, то нет никакой необходимости проводить отбор образцов для определения степени полимеризации бумаги.

Опыт ОАО “Свердловэлектроремонт” подтверждает, что во всех транс форматорах с аномально большим содержанием фурановых соединений степень полимеризации бумажной изоляции была очень близка к предельны значениям, а при небольшом содержании фурановых соединений ни раз не была зафиксирована степень полимеризации, приближающаяся к пре дельному значению. Случай, когда небольшая концентрация фурановых соединений явно противоречила бы другим данным, свидетельствующим о предельном “старении” изоляции, в практике ОАО “Свердловэлектроремонт” пока не имел места. Однако при возникновении такой ситуации отбор образцов изоляции для определения степени полимеризации будет вполне оправданным.

Процесс “старения” изоляции зависит также от степени ее увлажнения и загрязнения изоляционных промежутков. Последнему факту способствует “старение” трансформаторного масла, продукты разложения которого, откладывающиеся на поверхности изоляции, снижают ее изоляционные характеристики, затрудняют отвод тепла или про сто разрушают изоляцию вследствие химических реакций.

В связи с этим при оценке степени “старения” изоляции в качестве косвенных показателей вполне можно использовать данные о диэлектрических характеристиках изоляции и масла. Однако для получения достоверной ин формации методика этих измерений должна отличаться от методики, имеющейся в действующей НТД (Объем и нормы испытания электрооборудования и пр.). Прежде всего это касается условий отбора проб масла и проведения измерений диэлектрических характеристик изоляции, на что неоднократно обращалось внимание в различной технической литературе.

Особенно следует отметить, что ни один из перечисленных методов оценки степени “старения” изоляции не дает 100 %-ной достоверности (вероятности абсолютно точной оценки). Например, по данным ОАО “ЗТЗ-Сервис” ошибка в оценке степени полимеризации целлюлозы в результате неправильного вы бора места отбора образца (определения места наиболее нагретой точки) может достигать 10 — 20 %. Поэтому суммарная достоверность даже этого метода (казалось бы, самого точного) может достигать значения 0,8 — 0,9. достоверность каждого косвенного метода может быть оценена значением 0,6 — 0,7. Однако в случае совпадения оценок двух независимых косвенных методов суммарная достоверность достигнет уже значения 0,84 — 0,91, что не уступает достоверности наиболее точного метода.

Таким образом, для подтверждения работоспособности изоляции силовых трансформаторов совсем не обязательно прибегать к прямым методам оценки с отбором образцов и определением степени полимеризации целлюлозы. Для этих целей можно использовать комплекс косвенных методов, позволяющих избежать дорогостоящих и небезопасных для изоляции трансформатора работ по вскрытию его активной части. Отбор образцов следует проводить только для получения количественных оценок при наличии достаточных оснований по результатам косвенных методов оценки.

Контроль состояния изоляции силовых трансформаторов с большим сроком службы — одна из основных и самых сложных задач при продлении ресурса трансформаторов. В данной статье не рассматриваются методы оценки остаточного ресурса других элементов силовых трансформаторов, однако несложно показать, что это может быть выполнено на основании комплекса косвенных методов, а применение прямых измерений при ревизии активной части целесообразно проводить только при наличии достаточных оснований по данным косвенных методов.

В настоящее время для легитимной оценки состояния «старых» трансформаторов применяют технологию так называемого комплексного обследования, когда для повышения достоверности оценки используют комплекс методов контроля как на работающем трансформаторе с созданием режимов, приближающихся к предельно допустимым, так и на отключенном транс форматоре с применением методик, выходящих за рамки, которые регламентированы основополагающими НТД (иначе, как отмечено ранее, получить достоверную оценку просто невозможно).

Несмотря на высокую эффективность, такая методика обладает одним существенным недостатком — значительной стоимостью. Опыт показывает, что при полноценном комплексном обследовании ежегодно можно оценить не более 3- 4 % существующего парка трансформаторов. Очевидно, что при таких темпах невозможно обоснованное стратегическое планирование обновления парка трансформаторов. Необходимы разработка и широкое внедрение новых технологий оценки силовых трансформаторов, которые бы позволили за относительно короткое время (1 — 3 года) весь парк “старых” трансформаторов разделить на несколько групп, например:

·  работоспособные трансформаторы с ожидаемым остаточным ресурсом не менее 5 — 20 лет, не требующие профилактического ремонта;

·  работоспособные трансформаторы с тем же ожидаемым остаточным ресурсом, но требующие для его обеспечения профилактического ремонта;

·  аналогичные группы трансформаторов с ожидаемым ресурсом 10-15 и 5- 10 лет;

·  трансформаторы с ожидаемым ресурсом менее 5 лет;

·  трансформаторы в предаварийном состоянии, требующие срочной замены.

При наличии такой классификации комплексное обследование потребуется только для трансформаторов одной или двух последних групп. для других групп может быть достаточна оценка методом функциональной диагностики (без вывода трансформаторов из работы) при расширении номенклатуры анализов масла и учете конструктивных особенностей и опыта эксплуатации трансформаторов с привлечением компетентных экспертов.

Предварительный анализ показывает, что такая технология снижает затраты труда в 15 — 20 раз, а их стоимость — примерно в 10 раз при практически той реальной и обоснованной разработку стратегических планов обновления парка силовых трансформаторов при умеренных затратах и сохранении показателей их надежности на приемлемом уровне. Аналогичные технологии могут применяться и при оценке парка других видов электрооборудования.

Следует отметить, что, несмотря на достаточно большой научный и практический опыт оценки и прогнозирования ресурса трансформаторов и других видов электрооборудования, до сих пор отсутствует какой-либо нормативный документ, регламентирующий саму процедуру продления их ресурса. Последнее является основным препятствием на пути внедрения новых технологий оценки и продления ресурса трансформаторов и других видов электрооборудования, а также лишает возможности разрабатывать обоснованные перспективные планы обновления электрооборудования.

Источник:  ©  Иванова Е. И. инж., Осотов В.Н., канд. техн. наук, Уральский центр охраны труда энергетиков – ОАО «Свердловэнергоремонт» . Об оценке состояния электрооборудования с большим сроком службы. Энергетик, №  3,  2009.– С.37-39.