8.5. СБОР И ОБРАБОТКА РЕТРОСПЕКТИВНОЙ ИНФОРМАЦИИ О НАДЕЖНОСТИ АВН
Оценка эксплуатационной надежности возможна при наличии достоверной, полной, однородной и представительной статистической информации об отказах и наработке АВН в эксплуатации.
В настоящее время на предприятиях ЭЭС действует система учета аварий, отказов I и II степени [147].
Другим источником статистических данных по отказам является целевое изучение опыта эксплуатации АВН в РЭЭС (в первую очередь в крупнейших) с целью повышения надежности, переаттестации АВН и др.
До широкого международного сотрудничества в области повышения надежности АВН практически каждая страна имела свою классификацию и методику учета, сбора и анализа отказов АВН. Поэтому когда в конце 60-х годов во многих зарубежных странах стала интенсивно изучаться проблема повышения надежности АВН, то было затруднительно, а иногда невозможно производить сравнение надежности АВН, установленных в энергокомпаниях различных стран.
В начале 70-х годов в ИК 13 СИГРЭ начались исследовательские работы по изучению надежности выключателей рабочей группы 13-06 ’’Надежность выключателей” для возможности сбора, сопоставления и анализа статистической информации по отказам выключателей на международном уровне, была разработана классификация по отказам выключателей по причинам, характеру возникновения, степени и тяжести [120].
По тяжести отказы делятся на большие (major failure) и малые (minor failure).
Большой отказ - это потеря одной из следующих основных функций (например, коммутационной способности) выключателя: выполнение команды на включение и отключение; неспособность включить и отключить ток; неспособность пропускать ток нагрузки или ток КЗ во включенном состоянии; пробой изоляции на землю, между разомкнутыми контактами полюса или между полюсами и др.
При малом отказе (утечках, незначительных поломках и др.) выключатель не утрачивает своих основных функций и может продолжать работать до устранения неисправности во время ближайшего ремонта или ТО.
Как показали исследования, между интенсивностями малых и больших отказов существует устойчивая связь, хотя число последних в несколько раз меньше.
Большой отказ, по нашему понятию, характеризует аварии или отказы I и II степени, а малый отказ - неисправности.
В связи с отсутствием в нашей стране централизованного сбора и накопления статистической информации о малых отказах для оценки фактических значений эксплуатационной надежности выключателей может использоваться приближенный метод с применением поправочных коэффициентов, корректирующих неполноту информации [148]. В этом случае оценка интенсивности больших и малых отказов определяется по соотношению λΣ=λβk, где λΣ - интенсивность больших отказов (аварий, отказов I и II степени); k - коэффициент, оценивающий долю не учтенных отказов ’’Картами отказов”, равный отношению суммы больших и малых отказов к сумме больших отказов.
Например, по статистике отказов Свердловэнерго за 1981 - 1986 гг., где налажен подобный учет, коэффициенты к имеют следующие значения:
Напряжение, кВ с
6-10 2,1
35 1,5
110 2,5
220 2,6
330-750 1,8
Если нет точных данных о количестве установленных в эксплуатации выключателей, то его можно определить приближенно, используя соотношение
Nуст= Nвiс, где Nвi - годовой выпуск выключателей данного типа в i-м году; с - коэффициент, учитывающий долю поставок выключателей в ЭЭС. Коэффициенты с имеют следующие ориентировочные значения [148]:
Напряжение, кВ с
6-10 0,3
35 0,6
110 0,7
220 0,9
330-750 1,0
Указанные методы могут быть распространены и на другие АВН.
Сбор и периодический анализ статистических данных по отказам АВН осуществляло ПО ОРГРЭС в сборниках ’’Обзор и анализ повреждаемости электрооборудования и линий электропередачи в энергосистемах” и ’’Показатели работы основного электрооборудования воздушных и кабельных линий”.
Давая общую картину отказов электрооборудования, в Обзорах проводится анализ скорее на качественном уровне, не могущем служить основанием для расчетов стандартных показателей надежности, без привлечения дополнительных статистических данных, в том числе и из РЭЭС. В Показателях работы количественная оценка отказов слишком обобщена и не позволяет анализировать отказы отдельных типов АВН так, как это можно делать с данными ИК 13 СИГРЭ.
Общее представление о причинах отказов АВН дают статистические данные табл. 8.2, взятые из Обзора за 1988 г. И хотя из этой таблицы и других статистических данных Обзора нельзя определить показатели надежности, тем не менее отчетливо видно, что основное число отказов вызвано КА.
Коммутационные аппараты. Отказы воздушных выключателей происходят: из-за поломок в приводах и цепях управления - 35%, опорных и других изоляторах - 25%, ДУ - 23%, отделителях - 7% и др.
У масляных выключателей отказы распределяются следующим образом: приводы - 38%, электромагниты, вспомогательные контакты, цепи управления - 14%, вводы - 10%, опорная изоляция - 9%, внутренняя (внутренняя баковая) изоляция - 9%, ДУ - 7%, передаточные механизмы - 4%, воздушная и между фазная изоляция - 4% и пр.
В РЭЭС используется около 5% вакуумных выключателей напряжением Uном=10 кВ, Io.ном до 20 кА. По данным РЭЭС главным недостатком этих выключателей и КРУ с их использованием является недостаточная механическая стойкость, а также случаи разгерметизации ДУ вследствие плохой пайки.
Элегазовых выключателей серийного производства в РЭЭС нет, а по отказам небольшого числа выключателей из опытных партий судить о надежности выключателей невозможно.
Основными причинами отказов отделителей являются: отказ в отключении - 70%, самопроизвольное отключение - 13%, поломки изоляторов - 13%, задержка отключения, недоотключение, недовключение и прочие - около 1% каждый.
Отказы короткозамыкателей вызваны самопроизвольным включением - 55%, неотключением после включения короткозамыкатели от защиты - 21%, невключением - 11%, самопроизвольным отключением - 7%, поломками изоляторов - 2%, недовключением, перекрытием опорной изоляции - примерно по 2% каждый.
Отказы разъединителей распределяются следующим образом: недостатки конструкции и изготовления (поломка изоляторов, перекрытие изоляции, отказы в выполнении включений и отключений и др.) - от 21 до 45%, естественный износ (разрушение контактных систем, привода и пружин, старение изоляторов и др.) - от 15 до 45%, недостатки эксплуатации (отключение под нагрузкой или включение на закоротку и др.) - от 32% и пр.
Основной характеристикой надежности КА является готовность к работе, и поэтому информации о числе отказов на один КА недостаточно. Характеристика надежности КА более полноценно определяется как среднее число отказов на определенное число операций. Такие статистические данные по удельному числу и интенсивности отказов КА, взятые из ’’Показателей работы” за 1984 г., приведены в табл. 8.3 и 8.4.
Видно, что λ - удельное количество отказов, отнесенное как к одному КА, так и на одну операцию, не только существенно различается для различных видов и напряжений КА, но и для одного и того же вида и напряжения за два следующих друг за другом года. Вряд ли такой значительный статистический разброс удельного числа отказов может быть вызван изменением качества КА или условий их работы. Эти данные показывают, что при выполнении расчетов по надежности конкретных электрических установок следует с особой тщательностью выбирать основные показатели надежности АВН.
Комплектные распределительные устройства. Отказы в КРУ распределяются следующим образом: недостатки эксплуатации (попадание на оборудование влаги и пыли, а также животных через незакрытые проемы, ошибочные действия персонала и др.) - 24,8%; старение материалов в процессе эксплуатации - 11,7%; недостатки изготовления и конструкции - 9,7%; влияние климатических и атмосферных условий - 9%; нерасчетные режимы в сети - 11,7%; дефекты ремонта - 4,7% и монтажа - 2,4%; прочие и посторонние воздействия - 23%.
В электроэнергетических системах бывшего СССР, начиная с 1978 г. и по состоянию на первое полугодие 1991 г. было установлено 93 КРУЭ 110 кВ и 16 КРУЭ 220 кВ НПО ’’Электроаппарат” (г. Санкт-Петербург), а также 73 КРУЭ 110 кВ, 6 КРУЭ 220 кВ и 15 КРУЭ 330 кВ зарубежных фирм (ВВС, ASEA, Siemens, Minel, Energoinvest).
Таблица 8.4
В первые годы эксплуатации у отечественных КРУЭ отмечалась повышенная утечка элегаза против нормированного значения 1%. В последние годы этот недостаток устранен.
За время эксплуатации КРУЭ в соответствии с отечественной методикой учета [147] были зарегистрированы единичные случаи отказов. В отечественных КРУЭ 110 кВ - это пробой опорного изолятора, обрыв тяги выключателя, разрыв шва токопровода, повреждение трансформаторов напряжения; в КРУЭ 220 кВ — повреждение выключателя из-за утечки воздуха из привода. У зарубежных КРУЭ 220 кВ - это пробой опорной изоляции с переходом в КЗ.
Поскольку выборки различных типов КРУЭ и число отказов в них малочисленны, а иногда последние отсутствуют, то никакие показатели надежности для КРУЭ не определились.
Трансформаторы тока и напряжения.
Примерное распределение отказов опорных маслонаполненных и с литой изоляцией трансформаторов тока следующее: недостатки конструкции и изготовления (пробои литой изоляции, обрывы и замыкания вторичных обмоток, старение изоляции и усталостные явления, пробой бумажно-масляной изоляции) - 31-48%; недостатки эксплуатации (попадание влаги и несвоевременная чистка изоляции, нарушение сроков испытаний и др.) - 14-18%; старение изоляции - 20-26%; воздействие перенапряжений - 8 -10% и пр.
Распределение отказов трансформаторов напряжения следующее: воздействие перенапряжений - 51,9%; недостатки конструкции и изготовления (недостаточная герметичность, витковые замыкания др.) - 22,9%; старение изоляции, износовые явления — 12,3%; остальное — недостатки эксплуатации (плохой контроль уплотнений и воздухоосушителей, нарушение сроков ремонтов и испытаний и др.).
Обобщение статистических данных по отказам КА показало, что примерно 70% отказов имеют механические причины и 30% - электрические. Однако более глубокий анализ показывает, что часть из электрических отказов в действительности имеют механические первопричины (отказ в гашении электрической дуги из-за поломки отключающих пружин, заедания клапанов и т. д.).
Надежность зарубежных выключателей. В 1974 - 1977 гг. впервые в международной практике проводился сбор и анализ статистических данных по большим и малым отказам выключателей. В ИК 13 СИГРЭ были собраны и обобщены сведения о надежности выключателей, полученные из 22 стран от 102 энергокомпаний. Причем учитывались отказы выключателей, срок эксплуатации которых составлял не более 13 лет. Названия стран зашифрованы и не указано, к каким видам выключателей относятся собранные данные. Некоторые обобщения этой работы приведены ниже:
Напряжения выключателей, кВ От 63 до 500 Накопленное число выключателей-лет 77 892
Средняя интенсивность отказов при Uном≥100 кВ выключателей в год ... 0,028
Среднее время между отказами, лет . 35,5
Распределение причин отказов, %:
конструктивные и производственные дефекты . 45
транспорт, хранение, монтаж .. 11
техническое обслуживание .. 8
превышение номинальных данных . 5
неизвестные ... 31
Распределение видов отказов, %:
механические ... . 70
электрические в главных цепях ... 11
электрические в цепях контроля и управления ... 19
Различные конструктивные узлы и детали в среднем для всех видов выключателей и на все классы напряжения ответственны за большие и малые отказы [119]: дугогасительные устройства - 13,8%; резисторы, предвключаемые и отключаемые - 7,6%; управляющие и главные клапаны - 28,1%; механические детали приводов - 8,8%; рамы и фундаменты - 4,9%; цепи управления и контроля 19,1%; насосы, компрессоры, трубопроводы - 11,3%; изоляция по отношению к земле - 6,4%.
Примечание. Интенсивности отказов даны на один выключатель.
Опубликованные в [119] статистические данные не позволяют дифференцировать λ выключателей по их видам, но дают возможность выявить влияние Uном на большие и малые отказы. В табл. 8.5 [149] приведены результаты этих расчетов, из которых следует, что λ увеличивается с ростом Uном. Это объясняется двумя причинами. Во-первых, чем выше напряжение выключателя, тем сложнее его конструкция, он содержит больше узлов и деталей, а это, в свою очередь, приводит к вероятности возникновения отказов. Во-вторых, с увеличением напряжения изменяется структура общего парка выключателей. Например, при напряжениях до 300 кВ основную долю составляют масляные баковые или маломасляные, а при более высоких напряжениях увеличивается доля воздушных выключателей, у которых из-за сложности конструкции, как правило, λ выше. Таким образом, эти данные позволяют получить более четкое представление о надежности отдельных видов выключателей.
Из табл. 8.5 также видно, что интенсивность малых отказов λм в несколько раз больше, чем λб, и имеет тенденцию увеличиваться с возрастанием напряжения выключателей.
Наиболее полные данные по зависимости усредненной λср от и видов выключателей собраны в Канаде [150], а расчет λ от Uном для элегазовых автокомпрессионных выключателей - в [151] (рис. 8.8). На рис. 8.9 приведены статистические данные по числу отказов на 100 установленных маломасляных, воздушных и элегазовых выключателей, а также данные по причинам отказов элегазовых автокомпрессионных выключателей напряжением 123 кВ [143].
В табл. 8.6 приведена выборка из обобщенных международных данных (СИГРЭ, США и др.) по отказам выключателей [152] в циклах ВО и статическом состоянии.
Рис. 8.8. Зависимость усредненной интенсивности отказов λcр от наибольшего рабочего напряжения Uн.р[149]:
1, 2 и 3 — соответственно баковые, воздушные и маломасляные выключатели канадских энергосистем (приблизительная оценка по [150]); 4 и 5 — соответственно элегазовые автокомпрессионные выключатели первого и второго поколений (расчетные данные из [151])
Рис. 8.9. Надежность выключателей напряжением 123 кВ [143]:
а — суммарная интенсивность отказов: С — маломасляных, В — воздушных и Э — элегазовых автокомпрессионных выключателей; б — интенсивность отказов элегазовых автокомпрессионных выключателей по причинам их возникновения: 1 — утечки элегаза; 2 — приводной механизм; 3 — резервуар с азотом; 4 — вспомогательные устройства и цепи; 5 - токоведущие части, находящиеся под напряжением
Примечание. В статическом состоянии приблизительно 10,6% всех отказов вызваны пробоем изоляции в отключенном полюсе и 3,5% — самопроизвольным включением без команды.
Приведенные зарубежные статистические данные по надежности выключателей относятся главным образом к масляным и воздушным выключателям 20-летней давности выпуска. Они ближе всего дают представление о возможной надежности и ее тенденциях отечественных выключателей в зависимости от различных факторов, поскольку в отечественных ЭЭС установлены преимущественно маломасляные (около 80%), баковые (около 15%), воздушные (около 2%) выключатели, надежность которых, как правило, ниже, чем у аналогичных зарубежных выключателей.
В настоящее время в ИК 13 СИГРЭ проводятся исследования по надежности автокомпрессионных элегазовых выключателей, аналогичные проведенным в 1974 - 1977 гг. для всех видов выключателей. В [153] излагаются результаты предварительного анализа статистических данных, собранных для элегазовых выключателей в 1988 - 1989 гг., а также повторная обработка статистики 1974 - 1977 гг. Итоговые результаты для выключателей приведены в табл. 8.7.
В [153] при анализе статистических данных делается упор на большие отказы, особенно при коммутациях (отказы при наличии требований отключения или включения), отдельно обобщаются отказы по приводным механизмам, имеющим наибольшее число интенсивности отказов; по двум периодам после ввода выключателя в эксплуатацию, чтобы иметь сведения по надежности с увеличением срока его работы; по отказам, обнаруженным с помощью сигнализации и осмотров эксплуатационным персоналом во включенном и отключенном состоянии выключателя; по данным по времени восстановления и др.
Впервые на основе таких представительных статистических данных определены значения больших отказов на 10000 коммутационных циклов. Из табл. 8.7 видно, насколько выше надежность современных элегазовых выключателей по отношению к обобщенной надежности всех видов выключателей по статистике 1974-1977 гг.
В дальнейшем после анализа особенностей заполнения вопросника по отказам разными энергокомпаниями были произведены уточнения данных табл. 8.7: для элегазовых выключателей увеличены значения λс на λcs, учитывающие большие отказы при невыполнении выключателем команд на отключение и включение, и соответственно уменьшены ks. В таком откорректированном виде оценки показателей надежности сверху представлены в табл. 8.8. Они рекомендуются ИК 13 СИГРЭ для проведения оценок и расчетов надежности ЭЭС.
