Методические указания по диагностике электрических аппаратов, распределительных устройств электростанций и подстанций (стр. 1 )

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

»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ДИАГНОСТИКЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

МУ

Дата введения – 01.06.2006 г.

РАЗРАБОТАНО

ПРЕДИСЛОВИЕ

1 РАЗРАБОТАН Департаментом научно-технической поддержки АЭС » (, , ).

комплексы и системы» ( – д. т.н., , – к. т.н., с. н.с., – к. т.н., с. н.с., , )

2 ВНЕСЕН Департаментом научно-технической поддержки АЭС » ().

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Письмом концерна «РОСЭНЕРГОАТОМ» от 01.01.2001 г. № 000

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.

DТ, Т, t – температура, °С.

tgd – 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:

3.2 Терминология

3.2.1 В методических указаниях применены термины, соответствующие ПН АЭ Г (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 01.01.2001г., утвержденным техническим директором концерна «Росэнергоатом» 27.03.2003 г.;

- «Методических рекомендаций по диагностике электрических аппаратов, распределительных устройств электростанций и подстанций» (РД ЭО, 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, 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 tgd 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

________________________

* 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 tgd.

5.2.1 Методы диагностики ТФРМ

Используемые в настоящих МУ методы диагностики приведены в Приложениях А¸З, применение которых определено в табл. 5.1. Определение технического состояния аппаратов производится на основании результатов нескольких независимых видов диагностики:

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7