9.5. СБОР И ОБРАБОТКА РЕТРОСПЕКТИВНОЙ ИНФОРМАЦИИ О НАДЕЖНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Методические вопросы сбора и обработки данных о надежности оборудования и автоматизированных систем информационного обеспечения изложены в [1]. Ниже рассмотрены вопросы сбора и обработки данных по надежности трансформаторов на основании действующих директивных материалов и основных используемых количественных оценок показателей надежности в различных странах.
В соответствии с действующей ’’Инструкцией по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем” [147] отказы энергетического оборудования подразделяются на аварии, отказы 1-й степени и отказы 2-й степени.
Применительно к трансформаторному оборудованию авариями являются повреждения силового трансформатора главной схемы электрических соединений электростанции или подстанционного силового трансформатора 220 кВ и выше с продолжительностью аварийного ремонта 25 сут и более. При продолжительности аварийного ремонта более 3 сут отказы названных трансформаторов относят к разряду отказов 1-й степени.
О всех авариях и отказах 1-й степени передаются срочные оперативные сообщения диспетчеру энергообъединения и в Госинспекцию при энергообъединении. Каждая авария и отказ 1-й степени подлежат расследованию с последующим составлением акта расследования нарушения и формы 2Э [147] с информацией о поврежденном электротехническом оборудовании.
Отказами 2-й степени являются кратковременные, не предусмотренные действиями автоматики или другими условиями электроснабжения отключения электроприемников потребителей. Результаты расследования отказов 2-й степени с повреждением невыработавшего установленный срок службы энергооборудования из-за заводских дефектов оформляются с составлением формы 2Э. Результаты исследования остальных отказов 2-й степени фиксируются в первичных учетных документах на предприятиях и энергообъединениях. При этом в энергообъединении учитываются и нарушения, охватившие смежные электростанции, сети и РЭЭС одного объединения. Формы первичного учета нарушений не регламентируются.
Форма 2Э включает информацию о поврежденном электротехническом оборудовании и его надежности:
информация об оборудовании: наименование энергоустановки; наименование предприятия; дата повреждения (с точностью до часов и минут); название оборудования, тип (марка) и его параметры; название поврежденного узла (элемента) и количество поврежденного оборудования (узлов, элементов); заводы-изготовители оборудования поврежденных узлов (элементов) и даты изготовления;
информация о надежности: характер повреждения; причины повреждения; условия работы (нагрузка, состояние нейтрали и т. д.); срок службы оборудования (от начала эксплуатации, от последнего ремонта); срок службы поврежденного узла (элемента); дата последнего эксплуатационного обслуживания; время восстановления; трудозатраты; недоотпуск электроэнергии.
Правильно заполненная форма 2Э несет достаточное количество информации для качественной и количественной оценки надежности отдельных узлов (элементов) и трансформатора в целом. Однако под заложенное в Инструкцию определение аварий и отказов не подпадают главные трансформаторы электростанций и трансформаторы 220 кВ и выше подстанций со сроком ремонта до 3 сут включительно и основная масса распределительных трансформаторов 6-110 кВ. Кроме того, в ежемесячную форму отчетности предприятий по аварийности не вносятся классифицированные отказами 2-й степени отключения трансформаторов 20 кВ и ниже распределительных электрических сетей, повреждения трансформаторов, выявленные при осмотрах, испытаниях и плановых ремонтах. Значительная часть таких выявленных повреждений связана с потерей работоспособности и в соответствии с терминологией по надежности относится к разряду отказов.
Акты расследования и ежемесячная отчетность по учтенным нарушениям энергопредприятий поступает в Госинспекцию, которая принимает окончательное решение об учете и классификации нарушений. Информация о выявленных повреждениях при осмотрах, испытаниях и плановых ремонтах и по форме 2Э должна предоставляться в ОРГРЭС.
В силу отсутствия в директивных материалах определения понятия ’’отказ трансформатора”, отсутствия банка данных по различным типам и группам трансформаторного оборудования и отсутствия единой системы обработки информации многие организации, занимающиеся вопросами разработки, изготовления и эксплуатации трансформаторов, выполняют анализ надежности на основании ’’своей” информации, под поставленные задачи и цели. Поэтому результаты зачастую носят узко ведомственный, закрытый характер и не отражают действительного положения дел в области трансформаторостроения и в эксплуатации.
Наиболее достоверны качественные оценки причин, характеров повреждений и условий, при которых они произошли, по крупным трансформаторам на основании составляемых актов и выводов смешанных (изготовителей и эксплуатационного персонала) комиссий по расследованию аварий и отказов. Количественные оценки по надежности носят справочный характер, так как получить достоверные количественные оценки в силу отсутствия по крупным трансформаторам достаточно однородных выборок не представляется возможным.
По трансформаторам распределительных электрических сетей ситуация иная. Предприятия электросетей ведут документацию по отключениям оборудования подстанций и отключениям потребителей, из которой можно получить информацию о количестве отказов трансформаторов, но судить о причинах и условиях очень сложно. Кроме того, трансформаторы распределительных сетей ввиду их массовости имеют всего несколько конструкторских типоисполнений.
Основной количественной оценкой надежности мелких и крупных трансформаторов до настоящего времени является повреждаемость. Под повреждаемостью понимают количество отказов в год на 100 единиц однотипного трансформаторного оборудования без учета времени ввода в эксплуатацию и количества ремонтов. Зависимости интенсивности отказов получены только для трансформаторов 6-35 кВ мощностью до 6300 кВ·А (I-IIΙ габарит) [164, 172] для нескольких предприятий, расположенных в различных климатических зонах страны, и определены матричным методом [164].
Применяя термин ’’интенсивность отказов” к трансформаторам (или отдельным узлам и элементам), их необходимо рассматривать как невосстанавливаемые объекты (узлы, элементы) на интервале наработки до первого отказа.
Интенсивность отказов является одной из важнейших характеристик надежности. Она способствует численному определению, как было показано в § 9.2, таких показателей, как вероятность безотказной работы, средней наработки до отказа.
Построение опытной кривой интенсивности отказов и сравнение с теоретической позволяет определить закон распределений случайной величины [94].
На рис. 9.4 приведены интенсивности отказов трансформаторов распределительных электрических сетей 6-10 кВ по трем предприятиям, расположенным в различных климатических зонах страны [164, 173]. Применяя понятие ’’стадия” отказа, можно сказать, что для трансформаторов первого предприятия электросетей (кривая 1) отражены все три стадии отказов: приработочные отказы до 5 лет, период нормальной эксплуатации с 5 до 7 лет и далее период износных отказов. Для другого предприятия (кривая 2) стадия приработки отсутствует и просматриваются остальные две стадии отказов с момента ввода трансформаторов в эксплуатацию. Для третьего предприятия (кривая 3) наблюдается рост отказов с момента ввода в эксплуатацию.
Рис. 9.4. Интенсивность отказов трансформаторов габаритов: О — предприятие электросетей № 1 (кривая 1); х — предприятие электросетей № 2 (кривая 2); ● — предприятие электросетей № 3 (кривая 3)
Рис. 9.5. Интенсивность отказов:
1 — грозовые отключения (х); 2 — отключения при КЗ; 3 — прочие отключения (●); 4 — результирующая зависимость (О)
Рис. 9.6. Интенсивность замен и ремонтов вводов
На примере предприятия № 1 (рис. 9.5) показано, что на долю грозовых отключений приходится половина всех отказов и после стадии приработки их величина стабилизируется, но резко возрастают отказы при КЗ в сети 0,4 кВ из-за удаленных и длительно неотключенных однополюсных замыканий при схлестываниях и обрывах проводов.
Основными причинами замен и ремонтов вводов (рис. 9.6) являются неисправности контактов (срыв резьбы шпильки и др.), армировки и резиновых прокладок.
Резиновые уплотнения бака заменяются при каждом вскрытии трансформаторов из-за некачественной резины, нарушения ее поверхности при подъеме активной части и ’’пригорания” к металлу. Количество замен уплотнений зависит от частоты капитальных ремонтов.
Приведенные примеры интенсивности отказов показывают значимость этого показателя надежности при решении практически всех перечисленных задач по надежности трансформаторов.
Зарубежные фирмы оценок показателей надежности по своим трансформаторам не дают. Сведения о ’’повреждаемости” в основном относятся к распределительным трансформаторам [155] (редко к классам напряжения 400-750 кВ [156]) и носят обобщенный характер в целом по энергетическим организациям стран без выделения фирм-изготовителей.
Ниже приведены данные, %, по распределению отказов между отдельными узлами и элементами трансформаторов распределительных электрических сетей США и Японии [1]:
Разница в повреждаемости по отдельным узлам кроме условий эксплуатации и качества изготовления объясняется оборудованием трансформаторов Японии устройствами регулирования под напряжением (РПН), применением на некоторых типах трансформаторов принудительного охлаждения (масляные насосы и вентиляторы) и более высокой долей отказов других комплектующих изделий.
По крупным силовым трансформаторам причины повреждений и оценки повреждаемости узлов различных групп трансформаторов даны в табл. 9.3 и 9.4 [2].
В табл. 9.4 учтены все повреждения. Повреждения, которые не требуют немедленного отключения, составляют по группе трансформаторов 30% и по группе автотрансформаторов 10% общего количества повреждений.
Приведенные данные свидетельствуют, что наиболее часто отказы связаны с повреждениями обмоток, вводов и переключателей ответвлений РПН.
На крупных трансформаторах в силу усложнения конструкции узлов и более тяжелых условий их работы такой заметной разницы по сравнению с распределительными трансформаторами в повреждениях отдельных элементов не наблюдается.
На страницах печати дискуссии ведутся вокруг классификации признаков отказов трансформаторов, объема и полноты базы данных, систем обработки информации.
* ПБВ — переключатель ответвлений со снятием напряжения.
Первая попытка получить интенсивности отказов крупных трансформаторов сделана в рамках СИГРЭ [156]. Рабочая группа обобщила представленные 13 странами данные по надежности трансформаторов на напряжение до 750 кВ. Интенсивность отказов определялась как
(9.15)
где mi - число повреждений трансформаторов в i-м году; ni - число трансформаторов в эксплуатации в i-м году.
Знаменатель в выражении для интенсивности отказов представляет собой не что иное, как суммарную наработку трансформаторов за i лет, и полученная оценка является оценкой потока отказов для экспоненциального распределения времени работы между отказами.
Зависимость λ(t), где t=1, 2,..., i, представляет зависимость точности оценки от объема статистического материала и не более.
