РД 153-34.3-20.524
-00|
РАЗРАБОТАН |
Департаментом генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО "ЕЭС России"; Региональным предприятием "Южэнерготехнадзор"; Акционерным обществом открытого типа "Фирма по наладке, совершенствованию технологий и эксплуатации электростан-ций и сетей" (АООТ "Фирма ОРГРЭС") |
|
ИСПОЛНИТЕЛИ |
Чичинский М.И., к.т.н. (РАО "ЕЭС России"), Левченко И.И., к.т.н. (РП "Южэнерготехнадзор"), Барг И.Г., к.т.н. (АООТ "Фирма ОРГРЭС") |
|
УТВЕРЖДЕН |
Российским акционерным обществом энергетики и электрификации (РАО "ЕЭС России") |
Первый заместитель О.В. Бритвин Председателя Правления
"30" марта 2000 г.
Издание официальное
РАО "ЕЭС России"Москва – 2000
2. Перечень контролируемых объектов и направлений
4. Основные принципы построения экспертной системы
5. Экспертная система контроля и оценки состояния и условий эксплуатации ВЛ
6. Оценка состояния и уровня эксплуатации ВЛ
7. Проведение экспертизы и оценки условий и уровня эксплуатации ВЛ
Приложение 1. Матрица экспертной системы контроля и оценки состояния и условий эксплуатации ВЛ
Приложение 2. Перечень нормативно-технической документации
Вводится в действие с 01.12.2000
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 воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 110 кВ и выше.
Основной целью практического использования "Положения об экспертной системе контроля и оценки состояния и условий эксплуатации воздушных линий электропередачи 110 кВ и выше" является повышение уровня надежности, экономичности и безопасности работы ВЛ посредством выработки на базе получаемых экспертных оценок и целенаправленной реализации путей и способов улучшения их эксплуатации.
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 ВЛ осуществляется собственными специалистами и техническими руководителями предприятий электрических 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 ВЛ, условий их эксплуатации, качества организации и выполнения ремонтов, а также выявление при этом отклонений от требований нормативно-технических документов (НТД), инструкций, 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 ВЛ.
Настоящее Положение определяет порядок и принципы организации контроля и оценки состояния и условий эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше, выполненных на унифицированных деревянных, железобетонных и металлических опорах
.В состав контролируемых направлений эксплуатации и ремонта ВЛ включены также вопросы эффективности организации и материально-технического обеспечения ремонтных работ, подготовки и функционирования персонала, в значительной степени определяющие надежность и экономичность работы линий электропередачи.
Анализ материалов аварийности ВЛ 110-750 кВ, выполненный за период 1997-99 гг., свидетельствует об устойчивой тенденции ее роста. При этом 86% технологических нарушений произошло на ВЛ 110 кВ, имеющих наибольшую общую протяженность, 11% - на ВЛ 220 кВ и 3% - на ВЛ 330-750 кВ.
Основными причинами аварийных отключений ВЛ явились воздействия экстремальных природно-климатических факторов (30%), недостатки эксплуатации и ремонта (25%), механические повреждения (21%) и ошибки и дефекты проектирования и монтажа (15%).
Указанное распределение причин отключений ВЛ в значительной степени обусловлено:
несвоевременным выявлением и устранением ошибок, допущенных при проектировании и строительстве ВЛ;
низким уровнем организации и культуры эксплуатационно-ремонтного обслуживания ВЛ;
недостаточным контролем технического состояния линий и отдельных их конструктивных элементов в ходе эксплуатации;
недостаточным использованием средств борьбы с влиянием природно-климатических факторов на надежность работы ВЛ – для предотвращения вибрации и пляски проводов и грозозащитных тросов, повышения грозоупорности линий, защиты фундаментов опор ВЛ от подмыва паводковыми водами, от разрушений фундаментов и опор при ледоходах и селевых потоках;
слабой организацией профилактической работы с населением, административным персоналом сельскохозяйственных, лесотехнических и промышленных предприятий по охране ВЛ и недопущению в отношении них вандализма.
Наибольшая доля аварийных отключений ВЛ связана с повреждением, в конечном итоге, проводов и грозозащитных тросов (56%), изоляторов (19%) и опор (15%). На арматуру и прочие элементы ВЛ приходится 10% отключений.
В энергосистемах ЕЭС России ежегодно наблюдается до нескольких сотен случаев повреждения грозотросов и половина из них с обрывами. Проблема эксплуатации ВЛ с грозотросом усугубляется в районах, подверженных гололедообразованию и значительным ветровым нагрузкам.
Резкий рост аварийных отключений ВЛ наблюдается, как правило, в весенне-летний период из-за перекрытий воздушных изоляционных промежутков между проводами и древесно-кустарниковой растительностью, нередко приводящих к серьезным технологическим нарушениям системного характера с обесточением больших групп потребителей, с выделением отдельных энергоузлов на изолированную работу, со сбросом нагрузки и даже посадкой на ноль электростанций, с разрывами экспортных транзитов электроэнергии.
Не снижается количество аварийных отключений ВЛ, обусловленных проявлениями вандализма. Наиболее частыми являются воздействия на элементы ВЛ при производстве в охранной зоне линий лесозаготовительных работ – 32%, растущий с каждым годом демонтаж (хищение) элементов ВЛ – 19%, расстрел гирлянд изоляторов – 16%, нарушение изоляционных габаритов и несанкционированное производство земляных работ – 14%, набросы на провода – 11%.
Все эти факты свидетельствуют не только о слабой организации профилактической работы по охране ВЛ, но и о низком качестве, недостаточных объемах и нерегулярности осмотров ВЛ линейным и, в особенности, инженерно-техническим персоналом электросетевых предприятий. Нередко планирование работ по текущему обслуживанию и ремонту ВЛ осложняется низким качеством заполнения либо отсутствием полного объема листков обхода и недостаточно профессиональным их анализом.
В целом проблемы эксплуатации и контроля состояния воздушных линий электропередачи могут быть сформулированы в виде трех основных направлений:
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, моделирует 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 ВЛРазработка "Экспертной системы…" выполнена с учетом приведенных в разделе 3 настоящего Положения выводов о состоянии эксплуатации ВЛ и теоретических положений по активизации экспертно-информационных систем, а так же отраслевого опыта 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 ВЛ на четырнадцать основных направлений, включающих в себя анализ полного спектра условий их 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, обеспеченности необходимыми для этих целей механизмами, 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 ВЛ и перейти к формированию концепции повышения их надежности.
Таблица 1
Основные направления, определяющие надежность ВЛ
|
№ п/п |
Основные направления экспертной системы |
Оценка |
|---|---|---|
|
1 |
Система учета и анализа причин повреждаемости, объективность и достаточность разрабатываемых мероприятий по повышению надежности работы ВЛ. |
|
|
2 |
Организация контроля за состоянием ВЛ. |
|
|
3 |
Организация контроля за качеством работ, выполняемых при техническом обслуживании ВЛ. |
|
|
4 |
Состояние изолирующих подвесок и линейной арматуры. |
|
|
5 |
Состояние проводов и грозозащитных тросов. |
|
|
6 |
Состояние деревянных опор ВЛ. |
|
|
7 |
Состояние железобетонных опор ВЛ. |
|
|
8 |
Состояние металлических опор ВЛ. |
|
|
9 |
Состояние фундаментов опор и оттяжек, заземляющих устройств, трубчатых разрядников, защитных искровых промежутков. |
|
|
10 |
Организация профилактической работы по охране ВЛ, специальных работ, проверок, контроля и измерений. |
|
|
11 |
Организация работ по снижению влияния на надежность ВЛ опасных природно-климатических воздействий. |
|
|
12 |
Уровень организации подготовки и проведения аварийно-восстановительных и ремонтных работ. |
|
|
13 |
Принятие мер, исключающих негативное воздействие персонала на состояние ВЛ. Качество инструкций и уровень подготовки персонала. |
|
|
14 |
Выполнение ремонтных работ на ВЛ под рабочим напряжением и на отключенных ВЛ, находящихся под наведенным напряжением. |
|
|
Средняя оценка по предприятию в ____ году |
Поскольку расчленение проблемы на четырнадцать основных направлений не может обеспечить достаточно глубокую проработку причин общего снижения надежности ВЛ, все основные направления дополнительно расчленены на десять локальных направлений - подуровней. Каждый из подуровней позволяет в более конкретной форме произвести контроль состояния и условий эксплуатации ВЛ, а также выявить допущенные 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 ВЛ, 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 ВЛ", охватывающая по ста сорока 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 элементов ВЛ, 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 ВЛ, они должны дополнительно включаться в перечень и соответствующие локальные направления матрицы "Экспертной системы…".
6. Оценка состояния и уровня эксплуатации ВЛЭкспертная 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 ВЛ 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 ВЛ. Гарантией повышения объективности самооценки состояния и уровня эксплуатации ВЛ 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 ВЛ по энергопредприятию.
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 марта 2001 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 ВЛ 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 ВЛ 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 ВЛ, 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 ВЛ.
Настоящее Положение должно являться программным документом для организации и осуществления эффективной системы внутреннего контроля и оценки условий эксплуатации ВЛ 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 (ПЭС и ПМЭС) после проведения соответствующего этапа в указанные сроки направляет в АО-энерго или в МЭС полученные оценки по всем локальным направлениям (в виде цифровой матрицы, согласно Приложению 1) и средние оценки по основным направлениям (в виде табл.1), раздельно по классам напряжения ВЛ.
АО-энерго и МЭС направляют обобщенные оценки (в таком же виде и с разделением по каждому предприятию) в Департамент генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО "ЕЭС России".
Приложение 1
Матрица экспертной системы контроля и оценки
состояния и условий эксплуатации трансформаторов
|
№ п/п |
Направления основного уровня экспертной системы контроля и оценки состояния и условий эксплуатации трансформаторов |
№ под- уровня |
Локальные направления (подуровни) экспертной системы, по которым производится определение “уровня соответствия задачам производства” |
Нормативно-техническая документация, регламентирующая требования по локальным направлениям |
Оценка по направ-лению |
|---|---|---|---|---|---|
|
1.
|
Система учета и анализа причин повреждаемости, объективность и достаточность разрабатываемых мероприятий по повышению надежности трансформаторов.
|
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
1.10
|
Наличие утвержденной и курируемой техническим руководителем системы учета и поэлементного анализа аварийности трансформаторов.
Удельный вес отказов трансформаторов в общем количестве отказов электрообо-рудования.
Доля отказов трансформаторов по вине персонала.
Доля повреждений трансформаторов с возникновением пожара.
Оценка динамики изменения отказов трансформаторов за последние 5 лет.
Своевременность, качество и полнота расследования, а также разработки и исполнения мероприятий по результатам расследования технологических нарушений.
Своевременность, качество и полнота выполнения мероприятий по актам-предписаниям надзорных органов.
Наличие, обоснованность и выполнение комплексного плана мероприятий по повышению надежности трансформаторов.
Отсутствие случаев досрочной вынужденной замены трансформаторов из-за повреждений и значительных ухудшений эксплуатационных характеристик.
Анализ ненормальных режимов работы трансформаторов, вызванных упущениями и неправильными действиями персонала, с разработкой мероприятий и выпуском приказа. |
РД 34.20.801-93, разд. 1 и 6.
РД 34.20.801-93, разд. 1 и 6.
РД 34.20.801-93, разд. 3 и 6.
РД 34.20.801-93, разд. 3 и 6.
РД 34.20.801-93, разд. 1 и 6.
РД 34.20.801-93, разд. 1 и 5; РД 34.20.501-95, разд. 1.5 и 1.13.
РД 34.20.501-95, разд. 1.5.
ИП № 04-05 от 27.10.90; Пр. РАО № 304 от 07.07.95.
РД 34.20.501-95, разд. 5.3; ГОСТ 14209 – 85; РД 34.46.501 - 78, р. 2 и 7. |
|
|
2. |
Организация контроля за состоянием трансформаторов. |
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
2.10 |
Наличие и качество полного комплекта местных инструкций и НТД по эксплуатации и контролю состояния трансформаторов.
Наличие утвержденных графиков, регулярность, полнота и качество производимых осмотров трансформаторов оперативным и административно-техническим персоналом, правильность оформления результатов осмотров.
Своевременность и полнота выявления дефектов, оперативность их анализа и устранения.
Наличие длительно не устраняемых дефектов, приводящих к риску технологических нарушений и снижению пожарной безопасности.
Обеспеченность методическими материалами, метрологически аттестованным испытательным оборудованием, приборным парком и квалифицированными специалистами для проведения испытаний.
Обоснованность и соблюдение графиков и объемов испытаний.
Регулярность проведения осмотров и проверок устранения дефектов трансформаторов техническим руководителем предприятия.
Уровень подготовки и квалификации административно-технического и оперативного персонала, контролирующего состояние трансформаторов.
Регулярность и качество проведения тренировок оперативного персонала, связанных с аварийным отключением трансфоматоров.
Контроль соответствия режима нейтрали трансформатора проектному решению и требованиям заводской инструкции. |
РД 34.20.501-95, разд. 1.7; РД 34.46.501-78; Л1- "Указатель НТ СИД".
РДПр 34-38-030-92, разд. 5.4; РД 34.20.501-95, разд. 1.5; РД 34.46.501 – 78, р-4.
РДПр 34-38-030-92, р. 5.4; РД 34.45-51.300-97, р.6-8, 23; РД 34.46.501 – 78, р-4.
РД 34.20.501-95, разд. 1.11; Пр. РАО №120 от 01.07.98; РД 34.45-51.300-97, р.6-8, 23.
Л2- П.М.Сви, “Методы…”; Л3- "Сборник…", р. 1-3; РД 34.04.415.
РД 34.45-51.300-97, р.6-8, 23 и 25.
РД 34.20.501-95, разд. 1.5.
РД 34.20.501-95, разд. 1.3; РД 34.12.102-94, р.12.
РД 34.20.501-95, разд. 1.3; РД 34.12.102-94,р.10; РД 34.12.201-88.
РД 34.20.501-95, р. 5.3.21; Инстр. завода-изготовителя; РД 34.46.501 – 78, р.2. |
|
|
3. |
Использование передовых методов и средств контроля состояния трансформаторов |
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10 |
Наличие и долгосрочный анализ результатов работы устройств контроля изоляции под рабочим напряжением (tg d , Rиз, Сиз, Ч.Р.).
Уровень технического и методического обеспечения хроматографического анализа газов, растворенных в масле. Соблюдение правил отбора, транспортировки и хранения проб масла.
Наличие и результаты применения системы оценки и прогнозирования состояния изоляции по многолетним данным хроматографического анализа масла из герметичных вводов, баков трансформаторов и баков РПН.
Наличие и анализ результатов тепловизионного обследования трансформаторов.
Использование методов контроля вибрации трансформаторов под нагрузкой, в режимах холостого хода и короткого замыкания.
Внедрение способа тонкослойной хроматографии для контроля остаточного ресурса твердой изоляции по содержанию фурановых соединений в масле трансформаторов.
Внедрение метода и технологии контроля состояния изоляции по содержанию воды, растворенной в трансформаторном масле.
Внедрение метода контроля состояния изоляции по содержанию воздуха в трансформаторном масле.
Использование оптических показателей масла трансформаторов и герметичных вводов (показатель преломления, мутность, цвет) для оценки процессов, вызывающих отложения на поверхности внутренней изоляции.
Наличие и эффективность работы системы непрерывного дистанционного контроля температурных режимов силовых трансформаторов. |
Л2 – П.М.Сви, Методы…”; РД 34.45.-51.300-97, разд. 7.10 и 23.7.
РД 34.46.303-98; РД 34.43.105-89.
РД 34.45-51.300-97, р. 1,6-8 и 23; РД 34.46.302-89, разд.8; РД 34.43.107-95.
РД 34.45.-51.300-97, р.6-8, Приложение 3.
Л4-В.А.Русов, Спектральная вибродиагностика, 1996 г.
РД 34.45-51.300-97, разд. 6.6.1 и 25 (табл. 25.4, п.11); РД 34.51.304-94.
РД 34.43.107-95.
РД 34.43.107-95.
Л5-М.Ю. Львов, Эл. станции №6, 1999 г. |
|
|
4. |
Состояние системы охлаждения трансформаторов, организация контроля и анализа температурного режима |
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
4.8
4.9
4.10 |
Состояние элементов системы охлаждения (отсутствие течей масла, исправность задвижек, насосов, дутьевых вентиляторов, исправность отсечного клапана, предохранительных устройств и датчиков уровня масла).
Оценка эффективности работы системы охлаждения. Отсутствие сезонных снижений эффективности работы системы охлаждения вследствие засорения наружной рабочей поверхности охладителей.
Наличие постоянно действующей системы учета и анализа температурных режимов силовых трансформаторов, в том числе по результатам тепловизионного обследования.
Соответствие температурных режимов трансформаторов требованиям НТД и заводских инструкций.
Доля отказов трансформаторов из-за нарушений в работе элементов системы охлаждения.
Доля отказов трансформаторов из-за повреждений элементов системы охлаждения по вине персонала.
Наличие несогласованных конструктивных и режимных отклонений элементов системы охлаждения от заводских параметров.
Комплектность, автоматическое резервирование и исправность работы устройств питания и автоматического контроля и управления системой охлаждения трансформаторов.
Проведение периодических испытаний бака трансформатора на плотность.
Обеспечение нормального уровня масла в трансформаторах. |
РД 34.46.501 – 78.
РД 34.20.501-95, разд. 5.3; РД 34.45-51.300-97, Приложение 3.
РД 34.20.501-95, разд. 5.3; Инструкция завода-изготов.
РД 34.20.801-93, разд.3 и 6.
РД 34.20.801-93, разд.3 и 6.
РД 34.20.501-95, разд. 5.3; Инструкция завода-изготов.
Документация завода-изготовителя; РД 34.46.501-78, р.9; РД 34.20.501-95, разд. 5.3.
РД 34.45-51.300-97, р. 6.14.
РД 34.20.501-95, разд. 5.3; Инструкция завода-изготов. |
|
|
5. |
Состояние маслонаполненных вводов. |
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
5.10 |
Соблюдение требований НТД по контролю состояния вводов.
Наличие и качество местных инструкций по эксплуатации маслонаполненных вводов различных конструкций.
Наличие системы визуального контроля и регистрации состояния вводов (давление, уровень масла, отсутствие течей, состояние силикагеля)
Состояние средств защиты масла от окисления.
Наличие и эффективность работы устройств контроля изоляции вводов под напряжением.
Доля отказов трансформаторов из-за повреждения вводов.
Доля отказов трансформаторов из-за повреждения вводов по вине персонала.
Наличие вводов с близкими и находящимися в зоне" риска" изоляционными характеристиками. Разработка и реализация мероприятий по выводу их из зоны "риска".
Наличие оборудования и соблюдение технологии подпитки герметичных вводов.
Состояние внешней изоляции вводов, проведение работ по ее чистке. |
РД 34.45-51.300-97, разд. 23; Ц – 06-88(э) от 27.07.88. РД 34.20.501-95, разд. 1.7; Инструкция завода-изготов. ТИ 34-70-026-84.
РД 34.46.503-84; ТИ 34-70-026-84, р. 5 и 7.
РД 34.20.501-95, р. 5.3 и 5.14; ТИ 34-70-026-84, р. 5.
РД 34.45-51.300-97, р. 23.1-23.3 и 23.7.
РД 34.20.801-93, р. 3 и 6.
РД 34.20.801-93, р. 3 и 6.
РД 34.45-51.300-97, разд. 23, табл. 25.4. Пр. РАО №120 от 01.07.98; ТИ 34-70-026-84, р. 5-7.
Ц – 01 – 83 (Э); ТИ 34-70-026-84, р. 5 и 7.
РД 34.20.501-95, р. 5.3; ТИ 34-70-026-84, р. 5 и 7. |
|
|
6. |
Состояние обмоток и внутренней изоляции трансформаторов |
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
6.7
6.8
6.9
6.10 |
Оценка состояния изоляции обмоток, наличие и качество заполнения документации по результатам испытаний.
Оценка механического состояния обмоток по результатам измерения Zк.
Наличие учета и анализа протекания через обмотки трансформаторов сквозных токов близких коротких замыканий.
Состояние магнитной системы (заземление мгнитопровода, изоляция стяжных шпилек, бандажей, ярем и прессующих колец). Внедрение диагностики развивающихся дефектов активной части по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле бака.
Наличие и исполнение мероприятий по результатам профилактических и специ-альных испытаний обмоток.
Доля отказов трансформаторов из-за повреждений обмоток и внутренней изоляции в общем количестве отказов.
Результаты внутреннего осмотра активной части тансформаторов при ремонтах со сливом масла.
Соответствие проектной схеме и эффективность системы защиты обмоток и нейтрали трансформатора от перенапряжений.
Регулярность и полнота испытаний, соответствие характеристик разрядников и ОПН, защищающих обмотки трансформаторов, требованиям нормативных документов.
Реализация мероприятий по предотвращению феррорезонансных и высокочастотных перенапряжений. |
РД 34.45-51.300-97, р. 6.5-6.8; Паспорт трансформатора, протоколы испытаний.
РД 34.45-51.300-97, р. 6.12; Ц - 02 – 88 (Э).
Ц - 02 – 92 (Э); РД 34.45-51.300-97, р. 6.12.
РД 34.45-51.300-97, р. 6.4.2 и 6.7.2; РД 34.46.302 – 89.
РД 34.20.801-93, р. 3 и 6.
РД 153-34.3-35.125-99; РД 34.45-51.300-97, р. 28.4.
РД 153-34.3-35.125-99; РД 34.45-51.300-97, р. 21, 22; Паспорт ОПН , разрядника.
РД 153-34.3-35.125-99, р. 2; Пр. РАО № 120 от 01.07.98. |
|
| 7. | Состояние масла и средств его защиты от увлажнения и окисления |
7.1
7.2
7.3
7.4
7.5
7.6
7.7
7.8
7.9
7.10 |
Соответствие характеристик масла установленным нормам, рекомендуемым маркам, условиям смешивания.
Соблюдение сроков анализа масла, наличие системы контроля его состояния.
Соблюдение правил отбора и испытаний проб масла, наличие необходимых устройств и приспособлений.
Наличие оборудования и приспособлений для подготовки, транспортировки и доливки масла в оборудование.
Наличие, соответствие нормам и условиям хранения резервных запасов масла.
Состояние средств защиты масла от увлажнения, контроль за их исправностью
Наличие и исполнение мероприятий по результатам анализа состояния масла.
Удельный вес отказов из-за неудовлетворительного состояния масла в общем количестве отказов трансформаторов.
Состояние пленочной и азотной защиты, термосифонных и адсорбционных фильтров, воздухоосушителей и сорбента.
Поддержание эксплуатационных свойств масла в трансформаторах путем регенерации и дегазации, восполнения антиокислительной присадки АГИДОЛ-1 и замены силикагеля в адсорбционных фильтрах |
РД 34.45-51.300-97, р. 6-8, 23 и 25; Ц-01-98 (Э); РД 34.43.105-89, р. 4.
РД 34.45-51.300-97, р. 6-8, 23 и 25.
РД 34.46.303-98, р. 2; РД 34.43.105-89, р. 6.
РД 34.46.303-98; РД 34.43.105-89, р. 5-8.
РД 34.43.105-89, р.12; РД 34.45-51.300-97, р. 25.1; РД 34.20.501-95, р. 5.14.
РД 34.20.501-95, р. 5.3 и 5.4.
РД 34.43.105-89, р. 9.
РД 34.20.801-93.
РД 34.43.105-89, р. 9.
РД 34.43.105-89, р. 9-10; РД 34.45-51.300-97, р. 25; РД 34.20.501-95, р.5.3 и 5.14. |
|
| 8. | Состояние организации проведения ремонтных работ. |
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
8.8
8.9
8.10 |
Соблюдение графиков, объемов и технологии ремонтов.
Соблюдение нормативных требований по приемке трансформаторов после текущих и капитальных ремонтов.
Наличие, полнота и качество заполнения ремонтно-эксплуатационной документации по результатам ремонта для каждого трансформатора.
Обеспеченность ремонтов необходимыми приспособлениями, инструментом, запасными частями и материалами.
Доля отказов трансформаторов из-за некачественного ремонта в общем количестве отказов.
Наличие технологических карт и программ производства работ по текущему и капитальному ремонту трансформаторов.
Внедрение непрерывного контроля организации и оценки качества ремонтных работ.
Наличие и эффективность работы системы повышения квалификации ремонтного персонала на специальных курсах и местной технической учебе.
Проведение необходимых предремонтных испытаний.
Внедрение бригадного метода подготовки и производства ремонтных работ. |
РД 34.20.501-95, р. 1.6; РД 34.46.501-78, р. 9.
РД 34.45-51.300-97, р. 6.1; РДИ 34-38-058-91.
РД 34.46.501-78, р. 9.
Л5-“Справочник по ремонту...”, р.4.2; РДИ 34-38-058-91.
РД 34.20.801-93, р. 3 и 6.
РД 34.12.102-94, р. 11 и 12.
РД 34.45-51.300-97, р. 6-8, 23 и 25.
|
|
|
9. |
Состояние устройств релейной защиты, автоматики и средств измерения. |
9.1
9.2
9.3
9.4
9.5
9.6
9.7
9.8
9.9
9.10
|
Соответствие устройств РЗАИ требованиям проекта и НТД.
Соблюдение графиков и объемов технического обслуживания устройств РЗАИ и сигнализации трансформаторов.
Доля отключений трансформаторов из-за ложной работы устройств РЗАИ.
Доля отключений трансформаторов из-за ошибочных действий оперативного и релейного персонала с устройствами РЗА.
Состояние и эффективность работы газовых реле.
Анализ причин отказов и ложной работы устройств РЗАИ с разработкой мероприятий по повышению их надежности.
Наличие и качество местных инструкций для оперативного персонала по контролю состояния и производству переключений в устройствах РЗАИ трансформаторов.
Своевременность и полнота метрологической аттестации средств измерений на трансформаторах.
Состояние эксплуатационной документации по устройствам РЗАИ.
Наличие случаев длительного вывода из работы основных защит трансформаторов. |
РД 34.20.501-95, р. 5.9.
РД 34.20.501-95, р. 5.9; РД 34.35.617-89.
РД 34.20.801-93, р. 3 и 6.
РД 34.20.801-93, р. 3 и 6.
РД 34.35.518-91.
РД 34.35.516-89.
РД 34.35.617-89;
РД 34.35.302-90.
РД 34.20.501-95, р. 1.9.
РД 34.20.501-95, р.1.7, 5.9.10; РД 34.35.302-90, р. 2.7. |
|
|
10. |
Состояние системы пожаротушения трансформаторов |
10.1
10.2
10.3
10.4
10.5
10.6
10.7
10.8
10.9
10.10
|
Наличие, полнота и качество ведения эксплуатационно-технической документации.
Наличие и качество местных инструкций по эксплуатации установок автоматического пожаротушения (УАП).
Наличие и соблюдение графиков технического обслуживания и ремонтов оборудования УАП.
Наличие распорядительного документа о назначении лиц, ответственных за эксплуатацию оборудования и автоматики УАП.
Наличие и соблюдение графика перевода пожарных насосов с основного на резервное электропитание с пуском на закрытые задвижки и записью в оперативном журнале.
Проверка исправности уровнемеров в пожарных резервуарах с записью в "Журнале учета технического обслуживания и ремонта УАП".
Наличие резерва оросителей для замены поврежденных на действующих УАП.
Состояние и регулярность проверки маслоприемников и маслоотводов.
Наличие случаев развития технологических нарушений из-за неэффективной работы пожаротушения.
Соответствие требованиям НТД установок и оборудования неавтоматического пожаро-тушения. |
РД 34.20.501-95, р.1.7 и 1.11; РД 34.03.301-95.
РД 34.20.501-95, р.1.7; РД 34.49.501-95.
РД 34.20.501-95, р. 1.11.
РД 34.20.501-95, р. 1.11; РД 34.49.502-96.
РД 34.20.501-95, р. 5.2.9; РД 34.03.301-95.
РД 34.03.301-95.
РД 34.03.301-95; РД 34.49.501-95.
РД 34.03.301-95; Местная инструкция по ППБ.
РД 34.03.301-95.
|
|
|
11. |
Принятие мер исключающих негативное воздействие персонала на состояние трансформаторов. Качество инструкций и уровень подготовки персонала. |
11.1
11.2
11.3
11.4
11.5
11.6
11.7
11.8
11.9
11.10 |
Наличие в инструкциях указаний персоналу о нормальных режимах и недопустимых отклонениях. Знание персоналом требований инструкций.
Наличие в программах спец. подготовки вопросов аварийных режимов трансформаторов и путей их устранения.
Соответствие квалификации ремонтно-эксплуатационного и оперативного персонала уровню выполняемых работ.
Наличие и реализация целевых планов повышения квалификации оперативного и ремонтного персонала.
Подготовка приказов с разработкой дисциплинарных, организационных и технических мероприятий по каждому случаю ошибок персонала.
Внедрение принципов солидарной ответственности за нарушение технологии и качества производства ремонтных работ и оперативных переключений.
Правовая проработка и внедрение системы материальной ответственности персонала за повреждение оборудования по их вине.
Наличие и эффективность действия системы обязательной проверки знаний персонала, допустившего ошибку или брак в работе.
Наличие учебных классов, их обеспеченность оргтехникой, тренажерами, технической литературой, учебными пособиями и видеоматериалами по передовым методам организации и выполнения ремонтов, оперативного обслуживания и управления оборудования. Личное участие технического руководителя в проведении и контроле качества учебных занятий и проверке знаний персонала. |
РД 34.20.501-95, р. 1.7.9; РД 34.12.102-94, р.6, 11 и12.
РД 34.12.102-94, р. 11.
РД 34.12.102-94, р.3.1-3.5.
РД 34.12.102-94, р. 6; Л6 – Положение о порядке проверки знаний...
РД 34.12.102-94, р. 3.6 и 3.7.
|
|
|
12. |
Состояние устройств РПН трансформаторов. |
12.1
12.2
12.3
12.4
12.5
12.6
12.7
12.8
12.9
12.10
|
Наличие системы регистрации положений и анализа работы устройств РПН.
Наличие и качество местных инструкций по эксплуатации устройств РПН.
Доля отказов трансформаторов из-за нарушений в работе устройств РПН.
Доля отказов трансформаторов из-за нарушений в работе устройств РПН по вине персонала.
Своевременность и полнота выполнения требований НТД и РД по повышению надежности устройств РПН.
Контроль и анализ эффективности использования устройств РПН для регулирования напряжения в сети.
Наличие и реализация мероприятий по повышению надежности устройств РПН.
Состояние электрической схемы и автоматики подогрева контакторов РПН.
Проведение периодических испытаний бака РПН на плотность.
Регулярность проверки состояния конструктивных элементов переключающего устройства РПН.
|
РД 34.20.501-95, р. 5.3.
РД 34.20.501-95, р. 1.7; Инструкция завода-изготов.
РД 34.20.801-93, р. 3 и 6.
РД 34.20.801-93, р. 3 и 6.
СРМ-92, ч.2, разд. 7.1 и 7.2.
РД 34.46.504-90, р. 8.45-8.47.
РДИ 34-38-058-91; Инструкция завода-изготов.
РД 34.45-51.300-97, р. 6.14.
РД 34.45-51.300-97, р. 6.13.
|
|
Приложение 2
Перечень нормативно-технической
документации
РД 34.20.801-93. Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем. М.: СПО ОРГРЭС, 1993 г.
РД 34.20.501-95. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. 15 изд. Перераб. и доп. М.: СПО ОРГРЭС, 1996 г.
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.
Приказ РАО "ЕЭС России" от 07.07.1995 г. № 304 "О проведении диагностики технического состояния трансформаторного оборудования".
ГОСТ 14209 – 85. "Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки". М.: Госстандарт, 1985 г.
РД 34.46.501. Инструкция по эксплуатации трансформаторов. М.: Энергия, 1978 г.
Л1-"Указатель нормативно-технических и справочно-информационных документов, необходимых для эксплуатации оборудования электрических сетей. Раздел 8. М.: СПО ОРГРЭС, 1998 г.
РДПр 34-38-030-92. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. М.: СПО ОРГРЭС, 1992 г.
РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. Изд.6. М.: ЭНАС, 1998 г.
Приказ РАО "ЕЭС России" от 01.07.98 №120 "О мерах по повышению взрывопожаробезопасности энергетических объектов".
Л2-П.М.Сви. Методы и средства диагностики оборудования высокого напряжения. М.: Энергоатомиздат, 1992 г.
Л3-"Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования", раздел 1-3. М.: ЗАО "Энергосервис", 1998 г.
РД 34.12.102-94. Правила организации работы с персоналом на предприятиях и в учреждениях энергетического производства. М.: СПО ОРГРЭС, 1994 г.
РД 34.12.201-88. Правила проведения противоаварийных тренировок персонала электростанций и сетей Минэнерго СССР. М.: СПО Союзтехэнерго, 1989 г.
РД 34.46.303-98. Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. М.: АО ВНИИЭ, 1998 г.
РД 34.43.105-89. Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел. М.: СПО Союзтехэнерго, 1989 г.
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.
РД 34.43.107-95. Методические указания по определению содержания воды и воздуха в трансформаторном масле. М.: СПО ОРГРЭС, 1996 г.
Л4-В.А.Русов, Спектральная вибродиагностика. Пермь, 1996 г.
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.
Л5-М.Ю. Львов. Применение оптической мутности масла для оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов. " Электрические станции", №6, 1999 г., с60-63.
Циркуляр Ц – 06-88(Э) от 27.07.88. "О мерах по повышению надежности герметичных вводов 110-750 кВ".
ТИ 34-70-026-84. Типовая инструкция по эксплуатации вводов на напряжение 110-750 кВ. М.: СПО Союзтехэнерго, 1984 г.
Циркуляр Ц – 01 – 98 (Э) "Об области применения и порядке смешения трансформаторных масел".
Циркуляр Ц - 02 – 88 (Э) от 28.12.87 г. "Об измерениях сопротивления КЗ трансформаторов".
Циркуляр Ц - 02 – 92 (Э) "О снижении числа опасных воздействий на обмотки трансформаторов 220-500 кВ".
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.
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.
Л5-Справочник по ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей. М.: Энергоатомиздат, 1987 г. Раздел 4.2. "Силовые трансформаторы".
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.
РД 34.35.518-91. Инструкция по эксплуатации газовой защиты. М.: СПО ОРГРЭС, 1991 г.
РД 34.35.516-89. Инструкция по учету и оценке работы релейной защиты и автоматики электрической части энергосистем. М.: СПО Союзтехэнерго, 1990 г.
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.
РД 34.03.301-95. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. Челябинск, Фирма АТОКСО, 1995 г.
РД 34.49.501-95. Типовая инструкция по эксплуатации автоматических установок пожаротушения. М.: СПО ОРГРЭС, 1996г
РД 34.49.502-96. Инструкция по эксплуатации установок пожаротушения с применением воздушно-механической пены. М.: СПО ОРГРЭС, 1996г.
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.
СРМ-92. Сборник руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР. Электротехническая часть. Часть 2, разд. 7.1 и 7.2.