Общие сведения
Одной из серьезных проблем в электроэнергетике является проблема износа (старения) силового электротехнического и энергетического оборудования. По оценкам различных экспертов к 2000 г. доля оборудования, подлежащего замене по РАО "ЕЭС России" составляла 40% (например, по "Кузбассэнерго" —63%). К 2004 г. этот показатель приблизился к 60-80 %.
За 90-е годы резко сократились объемы строительства, технического перевооружения и реконструкции трансформаторных подстанций. Почти в 2 раза сократились объемы реконструкции силовых трансформаторов напряжением 110 кВ. В 1993 г. была проведена замена 1,1 % установленных трансформаторов, в 1999 г. — ~ 0,5 %.
Парк мощного трансформаторного оборудования наших энергосистем имеет большую долю оборудования, отработавшего установленный стандартами минимальный срок службы. Около 45% трансформаторов перешло за срок службы 20 лет, а около 30% — за 25 лет. Опыт показывает, что продление срока службы до 30-40 лет возможно при условии грамотного обслуживания, наблюдения за состоянием трансформатора и своевременного устранения развивающихся дефектов.
До недавнего времени (90-е годы XX в.) в основе технического обслуживания и ремонта электрооборудования лежали стратегии аварийно-восстановительных (АВР) и планово-предупредительных ремонтов (ППР).
Основная идея ППР, состоящая в том, что остаточный ресурс механизма определяется только временем его эксплуатации, не находит подтверждения на практике, носит явно выраженный затратный характер. ППР производится с соответствие с заранее составленным графиком выполнения работ по профилактике оборудования. Достоинством этого подхода является простота планирования, в частности, простота планирования затрат ЗИП. Однако основной недостаток ППР перевешивает все его достоинства, он заключается в проведении ремонтов фактически исправного оборудования, а также принудительной замене деталей независимо от их остаточного ресурса (в сложном оборудовании разница ресурсов отдельных деталей может достигать 500 %). Все это приводит к неоправданному росту эксплуатационных затрат. В недостатки ППР также нужно отнести увеличение вероятности отказа при вводе в работу после ремонта («приработочная» повышенная интенсивность отказов).
Решением данной проблемы является проведение ремонта по фактическому состоянию. В этом случае обслуживание и ремонт производятся в оптимальные сроки за счет определения текущего состояния оборудования (по совокупности характеристик) и его остаточного ресурса в рабочем состоянии (без остановки производства). Основными инструментами определения текущего состояния являются автоматизированные системы диагностики и мониторинга оборудования.
Описание системы
Система мониторинга и диагностирования (СМиД) предназначена для непрерывного измерения и регистрации основных параметров, в том числе предаварийных и аварийных режимов высоковольтного преобразующего оборудования в процессе эксплуатации. Система мониторинга осуществляет контроль режимов работы, позволяет своевременно принимать необходимые меры в предаварийных ситуациях, анализировать и прогнозировать техническое состояние, а также планировать объемы и сроки технического обслуживания оборудования.
Данная система может использоваться на различном высоковольтном оборудовании: реакторах (управляемых и неуправляемых), трансформаторах, автотрансформаторах. Применение системы обосновано на высоковольтном оборудовании с напряжением не ниже 110 кВ.
Основные параметры, контролируемые системой:
- влагосодержание масла;
- газосодержание масла;
- уровень частичных разрядов электромагнитной части;
- уровень частичных разрядов в высоковольтных вводах, tgδ, емкость основной изоляции, небаланс токов проводимости трехфазной системы вводов;
- напряжения и токи;
- параметры работы системы охлаждения;
- температура масла в различных точках;
- давление масла в маслонаполненных вводах.
Состав системы
Система состоит из одного АРМ (включающего диагностическое программное обеспечение) и одного или нескольких блоков мониторинга (БМ). Число блоков мониторинга зависит от количества контролируемого оборудования.
Функции системы
СМиД выполняет следующие функции мониторинга:
- регистрация информации о нормальных, предаварийных и аварийных событиях;
- контроль токов, напряжений по фазам;
- контроль уровня масла;
- контроль содержания газов, растворенных в масле;
- контроль влагосодержания масла и твердой изоляции;
- непрерывная регистрация частичных разрядов электромагнитной части, как во вводах, так и в баке трансформатора (реактора);
- контроль количества пусков и отработанного ресурса электродвигателей вентиляторов системы охлаждения, формирование сообщений о необходимости ремонта вентиляторов.
При мониторинге производится накопление архивной информации. Накопленные данные хранятся в течение всего срока эксплуатации диагностируемого оборудования. Чтобы при этом не происходило бесконтрольного увеличения объема хранящейся информации, применяется адаптивный алгоритм формирования частоты срезов сохраняемых значений, в зависимости от приближения к критическим режимам работы оборудования.
Результаты мониторинга дополняются вводимыми вручную результатами лабораторных анализов, в результате обеспечивается работа алгоритмов диагностирования следующих состояний:
- накопление статистики перенапряжений по ГОСТ1516.3-96, Ц-01-95(Э), Электросетевые правила;
- контроль систематических и аварийных токовых перегрузок согласно ГОСТ14209-97;
- контроль температуры наиболее нагретой точки обмотки, расчет скорости температурного износа изоляции и прогнозирование даты выработки ресурса (согласно ГОСТ14209-97);
- автоматизированное распознавание развивающихся отказов по содержанию газов, растворенных в масле (согласно РД153-340-46.302-00),;
- автоматизированное распознавание развивающихся отказов по влагосодержанию масла и твердой изоляции (согласно РД34.45-51.300-97);
- контроль исправности системы охлаждения (согласно ГОСТ14209-97, РД34.45-51.300-97);
- контроль состояния изоляции высоковольтных вводов (согласно РД34.45-51.300-97).
 Результаты работы диагностической системы отображаются в виде графиков, диаграмм и сообщений оператору. Также по результатам диагностирования автоматически формируются фрагменты плана ТОиР с рекомендациями по выполнению определенных работ. СМиД обеспечивает следующие сервисные функции:
- формирование экспертных оценок и прогнозов технического состояния оборудования в режиме реального времени;
- автоматизированное составление планов обслуживания и ремонта оборудования по результатам диагностирования;
- удаленный контроль оперативных данных через WEB-сервер;
- визуализация на АРМ параметров, характеризующих состояние контролируемого объекта.
Эффект от внедрения системы
Технико-экономический эффект от применения СМиД достигается, прежде всего, благодаря переходу от периодического контроля оборудования при помощи переносных приборов к непрерывному автоматизированному контролю и диагностированию. Благодаря этому повышается актуальность данных, применяемых для диагностирования состояния, и улучшается достоверность полученных диагностических результатов. В итоге предотвращаются внезапные отказы диагностируемого оборудования и снижаются расходы на ремонты.
Объекты внедрения
- Реактор ПС «Агадырь», Республика Казахстан — 2 шт.
- Реактор ПС «ЮКГРЭС», Республика Казахстан
|
