ПОЛОЖЕНИЕ ОБ ЭКСПЕРТНОЙ СИСТЕМЕ КОНТРОЛЯ И ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ И УСЛОВИЙ
 ЭКСПЛУАТАЦИИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ,
ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ,
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И
НАПРЯЖЕНИЯ

РД 153-34.3-46.304-00

Вводится в действие с 01.06.2000

РАЗРАБОТАН               Департаментом генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО «ЕЭС России»; Акционерным обществом открытого типа «Фирма по наладке, совершенствованию технологий и эксплуатации электростанций и сетей» (АООТ «Фирма ОРГРЭС»); Акционерным обществом «ВНИИЭ»

ИСПОЛНИТЕЛИ          Чичинский М.И., к.т.н. (РАО «ЕЭС России»), Барг И.Г., к.т.н. (АООТ «Фирма ОРГРЭС»), Львов Ю.Н., д.т.н. (АО ВНИИЭ)

УТВЕРЖДЕН                Российским акционерным обществом «Энергетики и электрификации» (РАО «ЕЭС России»)

Первый заместитель                                      О.В. Бритвин

Председателя Правления

14.01.2000 г.

 

Настоящее Положение разработано в соответствии с отраслевым руководящим документом «Основные положения контроллинга производственно-хозяйственной деятельности и методические указания по организации внутреннего аудита в рамках контроллинговых систем» (РД 153-34.0-08.102-98) и предназначено для использования в филиалах, дочерних и зависимых акционерных обществах РАО «ЕЭС России».

В Положении сформулированы методические рекомендации по организации внутреннего контроля (самоаудита) состояния и условий эксплуатации основного маслонаполненного оборудования распредустройств электрических станций и подстанций: силовых трансформаторов, реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения (далее трансформаторов).

Основной целью практического использования «Положения об экспертной системе контроля и оценки состояния и условий эксплуатации силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения» является повышение уровня надежности, экономичности и безопасности работы маслонаполненного трансформаторного оборудования посредством выработки на базе получаемых экспертных оценок и целенаправленной реализации путей и способов улучшения его эксплуатации.

1. Общие положения

Под внутренним контролем понимается деятельность, которая осуществляется непосредственно или косвенно зависящими от процесса людьми. Под непосредственной зависимостью от процесса понимается случай, если осуществляющее контроль лицо само определяет реализуемые или попадающие под его ответственность результаты. Под косвенной зависимостью от процесса понимается случай, если деятельность по контролю осуществляется лицом, находящимся в должностной зависимости (взаимосвязи) с лицом, ответственным за результат.

При внутреннем контроле оценка уровня ремонтно-эксплуатационного обслуживания маслонаполненного оборудования осуществляется собственными специалистами и техническими руководителями электрических станций и сетей в соответствии с «Основными положениями контроллинга производственно-хозяйственной деятельности и методическими указаниями по организации внутреннего аудита в рамках контроллинговых систем» (РД 153-34.0-08.102-98).

Основными задачами данной области внутреннего контроля являются периодическая проверка (контроль), анализ и оценка состояния маслонаполненного трансформаторного оборудования, условий его эксплуатации, качества организации и выполнения ремонтов, а также выявление при этом отклонений от требований нормативно-технических документов (НТД), инструкций заводов-изготовителей, противоаварийных и эксплуатационных циркуляров, руководящих и распорядительных документов РАО «ЕЭС России».

Второй, обязательной, частью задач, решаемых при проведении внутреннего контроля должна быть разработка и реализация конкретных организационных и технических мероприятий, направленных на устранение или снижение влияния выявленных недостатков в эксплуатации и состоянии оборудования.

2. Перечень контролируемого оборудования

Настоящее Положение определяет порядок и принципы организации контроля и оценки состояния и условий эксплуатации силовых масляных трансформаторов, шунтирующих масляных реакторов, измерительных масляных трансформаторов тока и напряжения с номинальным напряжением 35 кВ и выше.

В состав перечисленных видов оборудования отдельной дополнительной группой включены также герметичные и негерметичные маслонаполненные трансформаторные и реакторные вводы соответствующих классов напряжения, в значительной степени определяющие надежность работы трансформаторов и реакторов.

3. Состояние эксплуатации трансформаторного оборудования

Анализ данных актов расследования технологических нарушений на электротехническом оборудовании за период с 1996 по 1999 гг. свидетельствует об относительном росте количества повреждений маслонаполненного оборудования напряжением 35 кВ и выше. За указанный период 61 % технологических нарушений на маслонаполненном оборудовании связан с повреждениями силовых и измерительных трансформаторов и шунтирующих реакторов, причем 17 % из них - из-за неправильных действий оперативного персонала и некачественно выполненного ремонта.

Изучение эксплуатационной документации повредившихся трансформаторов показывает, что в большинстве случаев они эксплуатировались с нарушениями регламентов технического обслуживания и испытаний, с характеристиками масла и твердой изоляции, имеющими недопустимые отклонения от нормативных значений. Причинами повреждений трансформаторов являлись несвоевременное принятии мер по устранению дефектов, восстановлению изоляционных характеристик, а также несоблюдение персоналом требований нормативно-технических документов, инструкций заводов-изготовителей, местных эксплуатационных инструкций, а также невысокое качество инструкций или их отсутствие.

Из-за отсутствия полных и систематических сведений о контролируемых параметрах специалистами служб изоляции не ведется качественное прогнозирование состояния трансформаторов на основе анализа динамики их изменения, либо не освоена методика такого прогнозирования, позволяющего намечать превентивные меры по обеспечению надежной эксплуатации трансформаторов, либо избегать неоправданных затрат на их преждевременный ремонт или замену. Причинами неполных испытаний трансформаторов являются отсутствие на предприятиях современной приборной и методической базы, а также дефицит на местах специалистов соответствующего профессионального уровня.

Мало внимания на предприятиях уделяется контролю уровня масла в трансформаторах и маслонаполненных вводах, состоянию устройств его защиты от увлажнения и окисления. Недостаточно контролируются и анализируются температурные режимы работы трансформаторов, не оценивается эффективность работы элементов систем их охлаждения. Не везде поставлены на специальный контроль вопросы защиты трансформаторов от атмосферных и коммутационных перенапряжений и систематических превышений допустимых рабочих напряжений, не ведется учет и анализ динамических воздействий сквозных токов короткого замыкания. Не налажен должным образом анализ работы и состояния устройств релейной защиты силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов, вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения. Слабо организована система непрерывного контроля и повышения качества подготовки и проведения ремонтных работ, приемки оборудования из ремонта.

В общем виде могут быть определены три основных направления повышения уровня эксплуатации и состояния трансформаторов:

1. Обеспечение уровня подготовки оперативного, ремонтного и инженерно-технического персонала, соответствующего фактическим задачам эксплуатации.

2. Организация системы полного обеспечения эксплуатационно-ремонтного и инженерно-технического персонала необходимой нормативно-технической документацией, эксплуатационными и должностными инструкциями, а также качественного ведения ремонтно-эксплуатационной документации.

3. Обеспечение системного подхода к организации обслуживания, контроля и оценки состояния трансформаторов, в планировании и производстве их ремонтов.

4. Основные принципы построения экспертной системы

Под экспертной системой понимается программная система, которая накапливает и обобщает информацию, содержащую факты и правила в определенной области, формализует особым образом экспертные знания, делает на основе логического их анализа выводы и предлагает решения конкретных проблем.

Экспертная система, в сущности, моделируют поведение эксперта при принятии решения в конкретной предметной области. Для получения и систематизированного накопления необходимых знаний по различным аспектам рассматриваемых вопросов используется предметная деятельность соответствующих квалифицированных специалистов.

Совокупность этих знаний является основой экспертной системы, но без использования механизма анализа и принятия решений такая система будет представлять собой лишь информационно-экспертную систему. Подобные системы все шире внедряются в качестве средств подготовки и интеллектуальной поддержки различного типа специалистов. Однако они носят только информативный или информативно-сравнительный характер, не затрагивая при этом состояния объекта управления (оборудования или технологического процесса), процесса управления и субъекта управления (персонал).

Поэтому для обеспечения активного влияния на объект управления экспертно-информационная система должна дополняться или нести в себе оценку, как самого объекта, так и субъекта управления и одновременно показывать области и направления приложения необходимых усилий по повышению надежности объекта. То есть активная экспертно-информационная система должна содействовать определению методов достижения указанной цели в тесной взаимосвязи объекта и субъекта управления.

Принятию технического решения по проблеме надежности должны предшествовать поиск и выявление причин, в результате которых возникла ненормальная ситуация, и только затем осуществляться поиск направления решения задачи, т.е. подготовка базы для принятия решения. Такое решение не обязательно может быть глобальным, так как причина, заложенная в начале длинной цепи взаимосвязанных факторов, может быть самой тривиальной. Поэтому необходимо изначально определить, что в объекте (оборудовании и организации его эксплуатационно-ремонтного обслуживания) или у субъекта управления необходимо и возможно изменить, чтобы исходная проблема либо вообще исчезла, либо могла быть легко решена.

5. Экспертная система контроля и оценки состояния и условий эксплуатации трансформаторов

Разработка «Экспертной системы контроля и оценки состояния и условий эксплуатации трансформаторов» выполнена с учетом приведенных в разделе 3 настоящего Положения выводов о состоянии эксплуатации трансформаторного оборудования и теоретических положений по активизации экспортно-информационных систем.

«Экспертная система...» учитывает отраслевой опыт внедрения Экспертных систем контроля и оценки состояния и условий эксплуатации котлоагрегатов и турбоагрегатов тепловых электрических станций.

В основу создания «Экспертной системы...» положен принцип системного подхода, который на первом этапе использует метод расчленения общей проблемы надежности трансформаторного оборудования на двенадцать основных направлений, включающих в себя анализ полного спектра условий его эксплуатации и ремонта.

Наименования, принятые для основных направлений или уровней экспертной системы, приведены в табл. 1. Каждое из основных направлений предусматривает контроль и оценку качества и достаточности технической документации и инструкций для соответствующего персонала, уровня исполнения регламентов, заданных НТД и РД, организационных уровней обслуживания и ремонта оборудования, обеспеченности необходимыми для этих целей материалами, приспособлениями, запасными частями, средствами диагностики и т.п.

Составленная таким образом и практически реализованная в рамках энергопредприятия «Экспертная система...» позволит обеспечить методологический подход к выявлению и анализу причин повреждения трансформаторов и перейти к формированию концепции повышения их надежности.

Таблица 1

Основные направления, определяющие надежность трансформаторов

Поскольку расчленение проблемы на двенадцать основных направлений не может обеспечить достаточно глубокую проработку причин общего снижения надежности трансформаторов оборудования, все основные направления дополнительно расчленены на десять локальных направлений - подуровней. Каждый из подуровней позволяет в более конкретной форме произвести контроль состояния и условий эксплуатации трансформаторного оборудования, а также выявить допущенные в его границах отклонения от требований НТД и РД. Расчленение каждого из основных уровней на десять подуровней носит относительно условный характер и обусловлено, с одной стороны, стремлением охватить весь спектр факторов, влияющих на надежность трансформаторов, с другой - стремлением не утяжелять систему и не усложнять ее восприятие.

В результате такого подхода сформирована матрица «Экспертной системы контроля и оценки состояния и условий эксплуатации трансформаторов», охватывающая по ста двадцати локальным направлениям практически все факторы, влияющие на состояние организации обеспечения их надежности. Матрица «Экспертной системы...» с перечнем всех локальных направлений оценки и соответствующими ссылками на нормативно-техническую и руководящую документацию, научно-техническую литературу и распорядительные документы РАО «ЕЭС России», регламентирующие требования по эксплуатационно-ремонтному обслуживанию и испытаниям трансформаторного оборудования, подготовке оперативно-ремонтного и инженерно-технического персонала, приведена в Приложении 1.

Перечень использованной при составлении матрицы «Экспертной системы...» нормативной документации и научно-технической литературы приведен в Приложении 2. По мере ввода в действие новых нормативно-технических документов, регламентирующих требования к эксплуатационно-ремонтному обслуживанию трансформаторного оборудования, они должны дополнительно включаться в перечень и соответствующие локальные направления матрицы «Экспертной системы...».

6. Оценка состояния и уровня эксплуатации трансформаторов

Экспертная система предполагает по каждому обследуемому направлению произвести оценку по шкале от 0 до 1,0. Система оценки не может быть инструментальной, она зависит от сравнения ситуаций: в одних случаях с требованиями ПТЭ и другой нормативно-технической и распорядительной документации, в других - с состоянием оцениваемых направлений на других энергопредприятиях.

Таким образом, общая оценка состоит из объективной части, в которой производится проверка полноты выполнения НТД и РД, и субъективной части, в которой производится сравнительная оценка состояния трансформаторов экспертами. Поэтому такая методика позволяет в достаточной степени объективно оценить ситуацию на энергопредприятии и может сыграть решающую роль для выработки и принятия мер и действий, направленных на повышение уровня эксплуатации и надежности трансформаторов. Гарантией повышения объективности самооценки состояния и уровня эксплуатации трансформаторов должно явиться, прежде всего, желание улучшить результат.

Характерной особенностью оценок направлений является то, что они с учетом объективно-субъективных подходов определяют не количественные значения, а качественную оценку уровня соответствия направления задачам производства. При этом осуществляется выявление всех отклонений от требований НТД и РД и недостатков в осуществлении эксплуатационно-ремонтного обслуживания.

Оценка каждого рассматриваемого локального направления позволяет получить среднюю оценку по каждому из основных направлений и среднюю оценку состояния и уровня эксплуатации трансформаторов по энергопредприятию.

7. Проведение экспертизы и оценки условий и уровня эксплуатации трансформаторов

Проведение экспертизы и оценки является одним из элементов внутреннего контроля (самоаудита), осуществляемого собственными специалистами и техническими руководителями энергопредприятий в соответствии с «Основными положениями контроллинга производственно-хозяйственной деятельности и методическими указаниями по организации внутреннего аудита в рамках контроллинговых систем» (РД 153-34.0-08.102-98).

В соответствии с предложенной методикой на каждом энергопредприятии вносятся в матрицу полученные по собственным оценочным критериям по предложенной шкале оценки каждого направления и средняя оценка. Первый этап экспертной оценки по изложенной в настоящем Положении методике должен быть выполнен на всех энергопредприятиях до 1 сентября 2000 года. К этому же времени должны быть утверждены и доведены до исполнителей мероприятия по устранению выявленных недостатков. Здесь важно учесть, что переходу к формированию концепции общего повышения надежности трансформаторов должен предшествовать этап приведения каждого направления в соответствие с требованиями НТД и РД, что повысит уровень организации их эксплуатации и, соответственно, надежность.

Первый этап внедрения «Экспертной системы...» позволит получить лишь грубые оценки состояния и условий эксплуатации трансформаторного оборудования по каждому локальному направлению, которые в значительной степени будут субъективными. Далее такая работа должна осуществляться по истечении каждого года с внесением мероприятий в качестве отдельного приложения к ежегодному «эксплуатационному» приказу.

Систематическая работа по оценке и сравнительному анализу состояния трансформаторного оборудования, принятие на каждом этапе мер по улучшению ситуации и неизбежные при этом внешние и внутренние коррекции субъективных оценок позволят от этапа к этапу повышать их объективность и приведут в итоге к комплексным, более точным оценкам.

Полученные таким образом комплексные оценки будут являться оценками «уровня соответствия направления задачам производства», максимально приближенными к требованиям оценок по шкале «точно». Повысить объективность экспертных оценок по отдельным направлениям позволит привлечение специализированных организаций, широкое участие руководителей и специалистов в тематических совещаниях и семинарах по эксплуатационно-ремонтному обслуживанию трансформаторов.

Настоящее Положение должно являться программным документом для организации и осуществления эффективной системы внутреннего контроля и оценки условий эксплуатации трансформаторов, шунтирующих реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения на каждом энергопредприятии. При этом должно учитываться, что неформальное исполнение требований настоящего Положения несомненно приведет к повышению квалификации инженерно-технических и руководящих работников.

Наличие в матрице экспертной системы организационных направлений предназначено для повышения уровня организации эксплуатационно-ремонтного обслуживания.

Каждое энергопредприятие после проведения соответствующего этапа в указанные сроки направляет в Департамент генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей сведения со средними оценками по двенадцати основным направлениям и средней оценкой по предприятию в виде заполненной таблицы 1.

Приложение 1

Матрица экспертной системы контроля и оценки состояния и условий эксплуатации трансформаторов

Приложение 2

Перечень нормативно-технической документации

1. РД 34.20.801-93. Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем. М.: СПО ОРГРЭС, 1993 г.

2. РД 34.20.501-95. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. 15-изд. Перераб. и доп. М.: СПО ОРГРЭС, 1996 г.

3. ИП № 04-05 от 27.10.95. «О комплексном обследовании силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их маслонаполненных вводов», Департамент эксплуатации энергосистем и электростанций, РАО «ЕЭС России», 1995 г.

4. Приказ РАО «ЕЭС России» от 07.07.1995 г. № 304 «О проведении диагностики технического состояния трансформаторного оборудования».

5. ГОСТ 14209-85. «Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки». М.: Госстандарт, 1985 г.

6. РД 34.46.501. Инструкция по эксплуатации трансформаторов. М.: Энергия, 1978 г.

7. Л1 - «Указатель нормативно-технических и справочно-информационных документов, необходимых для эксплуатации оборудования электрических сетей. Раздел 8. М.: СПО ОРГРЭС, 1998 г.

8. РДПр 34-38-030-92. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. М.: СПО ОРГРЭС, 1992 г.

9. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. Изд. 6. М.: ЭНАС, 1998 г.

10. Приказ РАО «ЕЭС России» от 01.07.98 № 120 «О мерах по повышению взрывопожаробезопасности энергетических объектов».

11. Л2 - П.М. Сви. Методы и средства диагностики оборудования высокого напряжения. М.: Энергоатомиздат, 1992 г.

12. Л3 - «Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования», раздел 1 - 3. М.: ЗАО «Энергосервис», 1998 г.

13. РД 34.12.102-94. Правила организации работы с персоналом на предприятиях и в учреждениях энергетического производства. М.: СПО ОРГРЭС, 1994 г.

14. РД 34.12.201-88. Правила проведения противоаварийных тренировок персонала электростанций и сетей Минэнерго СССР. М.: СПО Союзтехэнерго, 1989 г.

15. РД 34.46.303-98. Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. М.: АО ВНИИЭ, 1998 г.

16. РД 34.43.105-89. Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел. М.: СПО Союзтехэнерго, 1989 г.

17. РД 34.46.302-89. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. М.: СПО Союзтехэнерго, 1989 г.

18. РД 34.43.107-95. Методические указания по определению содержания воды и воздуха в трансформаторном масле. М.: СПО ОРГРЭС, 1996 г.

19. Л4 - В.А. Русов, Спектральная вибродиагностика. Пермь, 1996 г.

20. РД 34.51.304-94. Методические указания по применению в энергосистемах тонкослойной хроматографии для оценки остаточного ресурса твердой изоляции по наличию фурановых соединений в трансформаторном масле. М.: СПО ОРГРЭС, 1995 г.

21. Л5 - М.Ю. Львов. Применение оптической мутности масла для оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов. «Электрические станции», № 6, 1999 г., с. 60 - 63.

22. Циркуляр Ц - 06-88(Э) от 27.07.88. «О мерах по повышению надежности герметичных вводов 110 - 750 кВ».

23. ТИ 34-70-026-84. Типовая инструкция по эксплуатации вводов на напряжение 110-750 кВ. М.: СПО Союзтехэнерго, 1984 г.

24. Циркуляр Ц - 01-98 (Э) «Об области применения и порядке смешения трансформаторных масел».

25. Циркуляр Ц - 02-88 (Э) от 28.12.87 г. «Об измерениях сопротивления КЗ трансформаторов».

26. Циркуляр Ц - 02-92 (Э) «О снижении числа опасных воздействий на обмотки трансформаторов 220 - 500 кВ».

27. РД 153-34.3-35.125-99. Руководство по защите электрических сетей 6 - 1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений. Санкт-Петербург, ПЭИПЭК, 1999 г.

28. РДИ 34-38-058-91. Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы напряжением 110 - 1150 кВ мощностью 80 МВА и выше. Капитальный ремонт. М.: СПО ОРГРЭС, 1991 г.

29. Л5 - Справочник по ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей. М.: Энергоатомиздат, 1987 г. Раздел 4.2. «Силовые трансформаторы».

30. РД 34.35.617-89. Правила технического обслуживания устройств релейной защиты, электроавтоматики, дистанционного управления и сигнализации электростанций и подстанций 110 - 750 кВ. М.: СПО Союзтехэнерго, 1989 г.

31. РД 34.35.518-91. Инструкция по эксплуатации газовой защиты. М.: СПО ОРГРЭС, 1991 г.

32. РД 34.35.516-89. Инструкция по учету и оценке работы релейной защиты и автоматики электрической части энергосистем. М.: СПО Союзтехэнерго, 1990 г.

33. РД 34.35.302-90. Типовая инструкция по организации и производству работ в устройствах РЗ и электроавтоматики электростанций и подстанций. М.: СПО ОРГРЭС, 1991 г.

34. РД 34.03.301-95. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. Челябинск, Фирма АТОКСО, 1995 г.

35. РД 34.49.501-95. Типовая инструкция по эксплуатации автоматических установок пожаротушения. М.: СПО ОРГРЭС, 1996 г.

36. РД 34.49.502-96. Инструкция по эксплуатации установок пожаротушения с применением воздушно-механической пены. М.: СПО ОРГРЭС, 1996 г.

37. Л6- Положение о порядке подготовки и проверки знаний нормативных документов по технической эксплуатации, охране труда, промышленной и пожарной безопасности руководителей и специалистов энергетики. РАО «ЕЭС России», Утв. 01.10.1999 г.

38. СРМ-92. Сборник руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР. Электротехническая часть. Часть 2, разд. 7.1 и 7.2.

 

СОДЕРЖАНИЕ