Диагностика трансформаторов и шунтирующих реакторов

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие
«Российский государственный концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях»
(КОНЦЕРН «РОСЭНЕРГОАТОМ»)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ДИАГНОСТИКЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ, АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ, ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ И ИХ ВВОДОВ

МУ 0634-2006

Дата введения – 01.06.2006 г.

1 РАЗРАБОТАН 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.)

2 ВНЕСЕН Департаментом научно-технической поддержки 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 ВВОДИТСЯ для диагностики силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов вместо утративших силу РД ЭО-0189-00.

1. Общие положения

1.1. Область применения

1.1.1. Настоящие «Методические указания по диагностике силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов» составлены на основе накопленного опыта концерна «Росэнергоатом» по диагностике маслонаполненного оборудования и вводятся вместо РД ЭО-0189-00. Данные МУ определяют методологию и процедуру оценки технического состояния силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов с целью их безопасной эксплуатации.
1.1.2. Настоящими МУ следует пользоваться при выполнении диагностики по освидетельствованию технического состояния и определению ресурса силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов с использованием измерений характеристик частичных разрядов и тангенса угла диэлектрических потерь в изоляции, термографии, контроля параметров трансформаторного масла, вибро- и акустической диагностики, главным образом, под рабочим напряжением.
1.1.3. 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 и на отключенном оборудовании.

1.2. Назначение

Основным назначением данных МУ являются:
описание порядка и объема проведения необходимых контрольно-измерительных и диагностических операций для повышения вероятности обнаружения и выявления на ранней стадии развивающихся дефектов в изоляции активной части силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов;
определение текущего технического состояния и ресурса трансформаторов для обеспечения их надежной эксплуатации, а также для выработки мероприятий для обеспечения надежной эксплуатации при истечении у трансформатора срока службы (РД 3420.501.95 п. 1.5.2.);
определение сроков и объемов ремонтных мероприятий.

1.3. Основание для разработки методических указаний

Настоящие МУ разработаны на основании:
«Программы мероприятий по обеспечению ядерной, радиационной, технической и пожарной безопасности при эксплуатации АЭС», п.7.2.2.
Опыта практического применения РД ЭО 0189-00 «Методические рекомендации по диагностике силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов в эксплуатации на рабочем напряжении», утвержденных Техническом директором концерна «Росэнергоатом» 12.01.00.

1.4. Нормативные ссылки

При разработке МУ использованы следующие нормативные и технические документы:

1.5. Терминология

1.5.1. 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».
1.5.2. Расшифровка специфических терминов, используемых при отдельных видах диагностики, приведены в Приложениях А и В.
1.5.3. Перечень буквенных обозначений и сокращений:
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 – методические рекомендации.
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".
СТ, ТМР, 2L – датчики ЧР.
ТИФ – термографическая информационная функция.
АТ – автотрансформатор.
БТ – блочный трансформатор.
ТСН – трансформатор собственных нужд.
РТСН – резервный трансформатор собственных нужд.
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.

1.6. Виды и объемы обследований

1.6.1 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.
1.6.2 Настоящие МУ применяются для обследований трансформаторного оборудования, включая:
силовые высоковольтные маслонаполненные трансформаторы с высоковольтными вводами;
силовые высоковольтные трансформаторы с экранированными кабельными вводами;
сухие трансформаторы с кабельными выводами.
1.6.3 В данных МУ применяются подходы, обеспечивающие приемлемую надежность диагноза трансформаторов (реакторов) 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 трансформаторе.

2. Требования к средствам измерений

2.1. Требования к измерительным средствам

2.1.1. Для испытаний трансформаторов (реакторов) должны использоваться стандартные средства измерений. Нестандартные средства измерений должны пройти межведомственные испытаний (МВИ) и должны быть рекомендованы межведомственной комиссией для применения на АЭС, электростанциях и сетях.
2.1.2. Программное обеспечение для используемых измерительных средств должно обеспечивать анализ и обработку полученных результатов, и выпуск протоколов.

2.2. Требования к термографическим средствам измерений

Для проведения термографических измерений следует 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).

2.3. Требования к системе измерений частичных разрядов:

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).

2.4. Требования к проведению хроматографического анализа газов

Анализ должен производиться аппаратурой, обеспечивающей предел обнаружения в масле газов не выше
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                                              0,05% об;
общее газосодержание                                                               0,01% об.

2.5. Требования к электрическим испытаниям

Измерения электрических параметров на выведенных из эксплуатации аппаратах производится стандартными электроизмерительными средствами, предусмотренными нормативной и эксплуатационной документацией.

2.6. Требования к условиям проведения измерений (состояние окружающей среды)

2.6.1 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 и в режиме холостого хода.
2) Измерения частичных разрядов могут проводиться в сухую погоду при температуре не ниже -10 °С.
3) Допустимые температуры окружающей среды для проведения различных видов измерений связаны с предельной температурой изоляции, приемлемой для измерений или сопутствующих им процедур:
отбор масла, 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.

2.7. Требования к персоналу

К производству работ по оценке технического состояния допускается аттестованный персонал, имеющий соответствующие сертификаты на проведение работ. Привлекаемые к измерениям специализированные организации должны иметь лицензию Ростехнадзора России.

2.8. Требования к программе испытаний

Программы обследований конкретных объектов, необходимый объем испытания, а также набор контролируемых характеристик разрабатывается специализированной организацией в соответствии с настоящими МУ, утверждаются главным инженером станции. Типовая техническая программа – в Приложении И.

3. Требования безопасности

Испытания и измерения характеристик трансформаторов (реакторов) должны проводиться с учетом требований общих и местных правил техники безопасности с учетом особенностей технологии диагностики. Измерения на рабочем напряжении проводятся бригадой не менее 2-х лиц по распоряжению в порядке обхода и осмотра оборудования.

4. Методы диагностики

Используемые в настоящих МУ методы диагностики приведены в Приложениях А¸Ж.
Определение технического состояния трансформаторов и их систем производится на основании результатов нескольких основных независимых видов диагностики:
контроля уровня электроразрядной активности (Приложение А) при вариации мощности и температуры (Приложение Ж);
средства измерений характеристик разрядной активности (Приложение Б);
тепловизионного контроля (Приложение В), при вариации мощности (Приложение Ж);
контроля параметров трансформаторного масла (Приложение Г);
вибродиагностики (Приложение Д);
анализа эксплуатационной документации и проф.испытаний (Приложение Е);
образец типового заключения о техническом состоянии (Приложение З).
пример технической программы обследования силовых трансформаторов (Приложение И).
При этом выполняются обследования активной части трансформатора (магнитопровод, обмотки), высоковольтных вводов, РПН или ПБВ и систем охлаждения, типовая техническая программа обследований трансформаторов (Приложение И).
В случае имевшихся в эксплуатации близких К.З. возможно проведение обследований при зондировании обмотки низковольтными импульсами.*
_______________
* Обследование НВИ в данных МУ не рассматривается.