Диагностирование, критерии и методы оценки остаточного ресурса энергоустановок

6.1 Результатом диагностирования энергоустановок является определение ТС энергоустановок и продление сроков его безопасной эксплуатации в случаях выработки гарантированного заводом-изготовителем срока эксплуатации, возникновения аварии или недопустимых отклонений параметров энергоустановок от установленных, расконсервации оборудования или решения о проведении внеочередного диагностирования энергоустановок по результатам текущего технического контроля параметров работы энергоустановок неразрушающими методами.

6.2 Срок следующего диагностирования энергоустановок и максимальный срок, на который может продлеваться гарантированная эксплуатация продиагностированного энергооборудования определяется в соответствии с методиками оценки остаточного ресурса энергоустановок.

6.3 Срок службы до проведения первичного диагностирования при отсутствии данных заводов-изготовителей определяется в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1 – Сроки службы до проведения первичного диагностирования при отсутствии данных заводов-изготовителей

6.4 При проведении диагностирования, технического освидетельствования и продлении срока службы энергоустановок выполняется диагностическая оценка параметров ТС следующих групп энергоустановок:

- СД с единичной мощностью до 8 МВт и напряжением до 10 кВ включительно;

- АД с единичной мощностью до 8 МВт и напряжением до 10 кВ включительно;

- генераторов и передвижных стационарных ДЭС;

- асинхронных электроприводов технологического оборудования;

- кабельных силовых линий и воздушных силовых линий электропередач;

- конденсаторных установок, предназначенных для повышения коэффициента мощности;

6.5 Диагностируемые параметры ТС классифицируются на две группы:

- параметры, определяющие техническую работоспособность оборудования;

- параметры, подлежащие контролю, в соответствии с действующими нормативными документами ОАО «АК «Транснефть», как необходимые вспомогательные показатели ТС оборудования.

6.6 Результаты диагностирования при составлении отчета заносятся в таблицу, аналогичную таблице 2.

6.7 ТС оборудования классифицируется по двум уровням (группам):

- работоспособное, т.е. исправное (при отсутствии отклонений фактических значений параметров от предельных значений, установленных в действующих нормативных документах ОАО «АК «Транснефть», и технических характеристик завода-изготовителя);

- неработоспособное, т.е. неисправное (при наличии отклонений параметров, требующих немедленного устранения).

6.8 ТС энергоустановок базируется и оценивается на основе дефекта.

В случае выявления в процессе диагностики дефектов, устранение которых возможно в объеме работ по текущему ремонту, работы по диагностике возобновляются после устранения указанных дефектов.

6.9 В соответствии с ГОСТ 15467 выделяют дефекты явные и скрытые, устранимые и неустранимые, критические, значительные и малозначительные. Критическое состояние приравнивают к отказу с выводом энергоустановки из эксплуатации. Скрытыми дефектами являются недиагностируемые дефекты, которые не определяются существующими методами.

6.10 Метод определения ТС энергоустановок путем сравнения фактической и расчетной оценки параметра потока отказов на основе анализа базы данных

6.10.1 Степень доверительности (верификация) при определении ТС энергоустановок базируется на факторе времени и глубине оценки. По фактору времени различают ТС в настоящий момент – ТТС, техническое состояние в прошлом (ретроспективе) и перспективная или прогнозируемая оценка ТС. По глубине оценки различают определение ТС по отдельным параметрам и комплексную общую оценку ТС по полной совокупности результатов диагностирования – КОТС, сведенных в отчет, отражающий требуемый объем диагностирования для наиболее точной оценки ТС энергоустановок.

6.10.2 Усредненный сводный расчетный параметр потока отказов определяется путем деления показателей потока отказов на время наработки энергоустановок.

Усредненный сводный расчетный параметр потока отказов l^(р) и усредненный расчетный коэффициент вынужденного простоя

определяются по формулам:

где n^(р) – расчетное количество отказов энергоустановки;

где DТ^(р) – расчетное время работы энергоустановки, ч.

Эти два показателя являются основой ретроспективной оценки ТС энергоустановок.

Расчетные величины следует сравнить с фактически зарегистрированными величинами l^(ф), К^(ф)_вп данной энергоустановки, которые находят по формулам (1) и (2), но вместо n^(р), DТ^(р) используют фактические данные n^(ф), DТ^(ф). Кроме того, должны быть известны фактические средние по всей совокупности энергоустановок данного типа величины из базы данных. Сопоставление указанных величин позволяет выполнить ретроспективную оценку ТС.

При сопоставлении выбранных показателей возможно большое число комбинаций. В практике диагностирования энергоустановок при достаточной базе данных некоторые сочетания показателей будут особенно распространены. Шесть вариантов таких сочетаний:

а) еслирасчетные l^(р), К^(р)_вп и фактические l^(ф), К_вп^(ф) показатели близки между собой и существенно выше средних – состояние энергоустановки неудовлетворительное;

б) еслирасчетные l^(р), К^(р)_вп и фактические l^(ф), К_вп^(ф) показатели близки между собой и существенно ниже средних – состояние энергоустановки хорошее;

в) еслирасчетные l^(р), К^(р)_вп существенно выше средних, которые в свою очередь существенно выше фактических показателей l^(ф), К_вп^(ф) – хорошее состояние благодаря высокому уровню эксплуатации энергоустановки. Потенциально ТС энергоустановки сильно изношенное (плохое);

г) еслирасчетные l^(р), К^(р)_вп существенно выше фактических l^(ф), К_вп^(ф), которые в свою очередь существенно выше средних показателей – состояние энергоустановки неудовлетворительное, но уровень эксплуатации довольно высок;

д) еслифактические показатели l^(ф), К_вп^(ф) существенно выше средних, которые в свою очередь существенно выше расчетных показателей l^(р), К^(р)_вп – плохое состояние энергоустановки вследствие низкого уровня эксплуатации. Потенциально ТС энергоустановки хорошее (неизношенное);

е) еслирасчетные l^(р), К^(р)_вп существенно ниже фактических l^(ф), К^(ф)_вп, которые в свою очередь существенно ниже средних показателей – хорошее состояние энергоустановки, но уровень эксплуатации низкий. Потенциально ТС энергоустановки очень хорошее.

Примечание – Варианты а) и б) очевидны и без использования расчетных показателей l^(р) и К^(р)_вп. Однако, во-первых, без наличия расчетных показателей вариант а) не отличим от вариантов в) и е), а вариант б) – от вариантов г) и д). Во-вторых, сопоставление только фактических показателей имеет низкую степень доверительности. Анализ других возможных сочетаний показателей следует делать после дополнения базы данных по работе энергоустановок и накопления опыта сопоставления этих показателей.

6.11 Комплексный нормативно-обусловленный метод определения фактического ТС энергоустановок

Комплексный нормативно-обусловленный метод определения фактического ТС энергоустановок после получения положительных результатов диагностирования по методикам в соответствии с приложением А, не отрицая установленных в РД-29.020.00-КТН-087-10 сроков диагностирования энергоустановок, дополняет их методами определения сроков, с ограничениями вида: «но не менее одного раза в шесть лет» или «не менее одного раза в восемь лет» и т.п. в зависимости от типа энергоустановки.

6.11.1 Определение фактического ТС энергоустановок проводят в три этапа:

а) путем оперативного диагностирования работающей энергоустановки или временно выведенной (но не разобранной), например, при включении в работу другого электродвигателя магистрального насоса, находившегося в резерве. Здесь производят раннее выявление дефектов, текущую оценку ТС и прогнозирование развития появляющихся дефектов с оценкой их опасности, формируют рекомендации по дальнейшей эксплуатации энергоустановки:

б) диагностирование при текущих и капитальных ремонтах, основные задачи которого при определении ТС совмещены с практическими реализациями по локализации продиагностированных дефектов и определением объемов и стоимости ремонтно-восстановительных работ вплоть до рекомендаций о целесообразности замены энергоустановки или отдельных ее узлов;

в) определение ТС энергоустановки и ее остаточного ресурса комплексным методом, т.е. получение объективной информации о ТС энергоустановки в результате комплексного обследования, включающего специальные методы и средства диагностирования, выходящие за рамки действующих нормативных документов.

6.11.2 Сводной формализованной базой для реализации комплексного нормативно-обусловленного метода определения фактического ТС является заключение специализированной организации, в котором на основе протоколов, полученных по результатам работ, отражают проведенный объем диагностирования различными методами, результаты испытаний и выводы как по каждому из видов испытаний, так и по энергоустановке в целом.

6.11.3 Требования к оформлению результатов работы по техническому освидетельствованию энергоустановок с заключением о продлении сроков службы энергоустановок приведены в разделе 11.

6.11.4 По обработанным результатам диагностирования отдельных видов энергоустановок с использованием базы данных раннего диагностирования (анализ потока отказов за время от начала работы энергоустановки и от последнего диагностирования, вибро- и термоконтроль, анализ концентраций газов и фурановых соединений в масле, интенсивности частичных разрядов, результатов тепловизионного контроля и др.) и определения степени приближения к предельному состоянию узлов и всей энергоустановки по совокупности плановых диагностических измерений и испытаний в случае положительного результата продляют срок эксплуатации энергоустановки в соответствии с комплексным нормативно-обусловленным методом на время, не превышающее (не противоречащее) период эксплуатации, рекомендованный в действующих нормативных документах.

6.11.5 Установление (прогнозирование) общих сроков работы энергоустановки до ее списания не производится вне зависимости от срока ее изготовления и пуска в эксплуатацию.

Обусловленность комплексного нормативно-обусловленного метода продления срока отражает требования соблюдения правил технического обслуживания и ремонта, а также текущего (раннего) диагностирования.

6.11.6 На практике применение комплексного нормативно-обусловленного метода продления срока гарантированной эксплуатации означает установление времени работы продиагностированной энергоустановки в обычном технологическом режиме до очередного диагностирования при текущем (без разборки) или капитальном (с разборкой) ремонте с выполнением рекомендаций специализированной организации: усилению (повышению частоты) текущего диагностирования по динамике роста концентрации газов и фуранов в масле, методом частичных разрядов, тепловизионным и др. методами для установления тенденции развития обнаруженных в начальной стадии дефектов.

6.11.7 Используя комплексный нормативно-обусловленный метод, следует проводить сбор информационной базы данных из опыта работы для повышения доверительности методов определения сроков по наработке, потоку отказов и методам статистического прогнозирования.

6.12 Метод определения гарантированного срока службы энергоустановок и величины допустимых нагрузок при дальнейшей его эксплуатации

6.12.1 Определение гарантированного срока службы для продления безопасной работы энергоустановок проводят с учетом комплекса показателей, нормированного (гарантированного) заводом-изготовителем, сравнения его с фактическим сроком работы оборудования под нагрузкой, фактической загрузки энергоустановок по мощности, операций включения-отключения (пусков), статистических показателей мониторинга отказов, установленных в действующих нормативных документах, показателей сроков текущего и планового диагностирования на действующем оборудовании в эксплуатационном режиме, с остановкой оборудования без разборки, или с его разборкой.

6.12.2 Определение срока фактической наработки энергоустановок и их узлов для определения срока продления ее работы.

6.12.3 Для определения срока продления работы энергоустановки ОСТ формируют и корректируют следующую информацию:

- данные о номенклатуре эксплуатируемых и имеющихся в резерве энергоустановок;

- данные о номинальных и предельных значениях параметров, характеристиках энергоустановок;

- данные о наработке в часах агрегата (ответственного узла или детали) с начала эксплуатации, а также от времени последнего планового или послеремонтного диагностирования;

- сведения о фактических характеристиках, полученных в результате последнего диагностирования после текущего или капитального ремонта;

- сведения о фактических эксплуатационных параметрах действующих энергоустановок;

- данные об отказах и степени их тяжести по времени и трудозатратам на восстановление.

6.12.4 За установленный период наблюдений t_к, ч, который рекомендуется брать не менее двух лет, обрабатывается информация по:

- суммарной наработке энергоустановки за период наблюдений;

- наработке энергоустановки, а также узлов, деталей, наработка которых установлена в нормативных документах, с начала эксплуатации, момента проведения последнего диагностирования после текущего или капитального (с разборкой оборудования) ремонтов;

- результатам анализа показателей надежности;

- суммарному времени, затраченному на восстановление энергоустановки после отказов;

6.12.5 В объем наработок между отказами входят все наработки между отключениями, не относящиеся к отказам энергоустановок: остановки электродвигателей магистральных насосов по причине отсутствия электроэнергии, изменения режима перекачки нефти и др.

6.12.6 Наработка в часах между отказами определяется как сумма всех наработок между отключениями за период между двумя отказами. Информация о наработках между отказами необходима для определения наработки энергоустановок за период наблюдений, а также определения показателя средней наработки до отказа.

6.12.7 Данные о количестве пусков используются при оценке влияния пусков на надежность работы электродвигателей магистральных насосов.

6.12.8 На основании анализа базы данных формируют выборки по видам отказов для конкретных узлов (деталей) энергоустановки (у электродвигателей – подшипников, возбудителей, изоляции статора и др.), содержащие данные о количестве отказов и наработках между ними.

6.12.9 По данным определяют средние показатели наработок до отказа для различных узлов энергоустановок и выявления минимального из них для получения показателя надежности по ГОСТ Р 27.002.

6.12.10 Среднюю наработку до отказа

, ч, узлов (деталей) и энергоустановки в целом рассчитывают по формуле:

где r – суммарное число отказов за период наблюдений t_к;

t_i – i -я наработка между отказами за период t_к, ч.

6.12.11 Среднее время восстановления,

, ч, определяется по формуле:

где t_B_i – время, затраченное на i -й ремонт, ч.

6.12.12 В качестве показателя для оценки степени влияния частоты пусков на надежность работы некоторого вида энергоустановок принимается коэффициент относительной частоты пусков К_П, величина которого равна среднему числу пусков за определенное время. Для электродвигателя коэффициент К_П определяется по формуле:

где П – суммарное число пусков за отчетный период;

Т_р – суммарное время работы в часах (наработки) за отчетный период t_к, ч.

6.12.13 Показатель надежности определяется в результате расчета средней наработки до отказа

. Из всех значений

узлов (деталей) одного вида энергоустановки в целом выбирается наименьшее значение

, которое называется средней наработкой до отказа слабого звена

, ч.

6.12.14 Данные о фактических показателях надежности оборудования и значения

, ч, используют для определения периодичности диагностических контролей и уточнения сроков продления работы энергоустановок.

6.12.15 Определение

проводится для однотипного оборудования, проработавшего одинаковое время и эксплуатируемого в одинаковых условиях.

6.12.16 Время продления работы энергоустановки до следующего диагностического контроля с учетом наработки до отказа слабого звена t_Т, ч, определяют по формуле:

где 0,9 – коэффициент, учитывающий предупредительный характер восстановительных работ (получен, исходя из максимального использования ресурса узлов и деталей);

– средняя наработка до отказа слабого звена энергоустановки, ч;

К_ф.п. – коэффициент, учитывающий фактическое количество пусков (для электродвигателей);

Коэффициент К_ф.п. рекомендуется принимать равным единице если суммарное число пусков П на продляемый период не превышает 20 за 1000 ч работы электродвигателя, т.е.
К_ф.п. = 1.

Коэффициент К_ф.п. может быть уточнен при анализе влияния числа пусков на показатели надежности электродвигателя.

6.12.17 Если отработанный ресурс электрической машины (или срок службы) t_от меньше или равен паспортному t_п, т.е. t_от £ t_п, то коэффициент наработки равен единице, т.е.
а = 1. Если t_от ³ t_п, то а = t_п / t_от.

6.12.18 Анализ базы данных за период наблюдений t_к по фактической нагрузке отдельных видов энергоустановок позволяет скорректировать в сторону увеличения или снижения сроков продления эксплуатации и рекомендуемых нагрузок.

6.12.19 Систематическая перегрузка силового трансформатора в течение суток или сезона может быть допущена только при условии, если у него по анализу информационной базы данных была недогрузка.

6.12.20 Коэффициент допустимой перегрузки К₂ и продолжительность t зависят от коэффициента начальной загрузки К₁. Коэффициент допустимой перегрузки определяют по графикам, разработанным для каждого типа энергоустановок.

6.12.21 На рисунке 1 приведена зависимость коэффициента допустимой перегрузки К₂ и продолжительности работы t силового трансформатора от коэффициента загрузки К₁ _.

Для масляного трансформатора с коэффициентом загрузки К₁ = 0,8 при коэффициенте перегрузки К₂ = 1,4 по графику можно найти допустимое время работы t, которое для рассматриваемого случая будет равно 2 ч.

6.12.22 В зимние месяцы допускается дополнительная 1 % перегрузка на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15 %. Суммарная нагрузка во всех случаях не может быть более 15 % от номинальной мощности трансформатора.

Рисунок 1 – Зависимость коэффициента допустимой перегрузки К₂ и продолжительности работы t силового трансформатора от коэффициента загрузки К₁ _.

6.12.23 Аварийная перегрузка сверх номинального тока независимо от предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки силового трансформатора допускается в пределах от 30 % в течение 120 мин до 200 % в течение 1,5 мин.

6.12.24 Если коэффициент начальной загрузки из анализа базы данных был не более 0,93, то допускается аварийная перегрузка на 40 % сверх номинального тока в течение 5 суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 ч в сутки. При этом принимаются меры по интенсификации охлаждения трансформатора (включение вентиляторов, резервных охладителей и др.).

6.12.25 Аналогичным образом осуществляется прогнозирование возможных нагрузок других видов энергоустановок при продлении сроков их работы. Рекомендуется соблюдать условия работы по загрузке энергоустановок в номинальном режиме вне зависимости от времени их фактической наработки.

6.13 Статистическое прогнозирование при продлении срока эксплуатации энергоустановок по результатам диагностирования

6.13.1 Статистическое прогнозирование сроков дальнейшей эксплуатации энергоустановок по результатам диагностирования проводят путем определения времени наработки t_i, ч, за которое вероятность отсутствия отказа p (t_i) у энергоустановки определяется по формуле:

Плотность вероятности появления отказа f (t) определяется по формуле:

где dy (t) – производная плотности вероятности появления отказа;

6.13.2 На основе анализа условий эксплуатации энергоустановок формируют базы данных по каждому виду энергоустановок с наработками t_i (i от 1 до N), где отказов не было, а также по группе, где отказы происходили в моменты t_j (j от 1 до M), что позволяет статистически прогнозировать срок продления эксплуатации.

6.13.3 Параметр потока отказов l определяется по формуле:

6.13.4 По экспертным представлениям прогнозируемый срок продления работы энергоустановки соответствует времени, после которого показатели надежности резко ухудшаются, то есть происходит резкий рост производной dl/dt.

6.13.5 Для повышения доверительности статистического метода продления срока службы энергоустановок следует пополнять базу данных на возможно большем числе объектов с централизацией обработки в ОСТ.

6.14 Метод определения ресурса и продления срока эксплуатации по числу включений (отключений) энергоустановок

6.14.1 Данный метод наиболее подходит при продлении по результатам диагностирования срока службы ВВ.

6.14.2 Продление срока службы осуществляется двумя способами:

- по кривым зависимости допустимого количества отключений (включений) от тока;

- путем регистрации токов КЗ при каждой операции отключения (включения).

6.14.3 Кривые зависимости допустимого количества отключений (включений) от тока строятся на основании данных заводов-изготовителей, приводимых в эксплуатационной документации.

6.14.4 Кривые зависимости допустимого количества отключений от тока приведены на рисунках 2-5 для ВВ.

6.14.5 Для определения возможности продления срока эксплуатации по представленным кривым сравнивают нормативное количество отключений с зарегистрированным в базе данных (по счетчику отключений (включений) ВВ) и продляют срок до следующего диагностирования после ремонта или замены дугогасительных камер на оставшееся число коммутаций.

6.14.6 Определение ресурса коммутационных аппаратов проводится на основе базы данных по результатам регистрации токов КЗ при каждой операции отключения (включения) самопишущими приборами, счетчиками КЗ или специальными регистрирующими приборами.

6.14.7 Износ дугогасительного устройства ВВ зависит от ряда факторов: вида КЗ, наличия апериодической составляющей в токе, времени горения дуги, состояния дугогасительного устройства и др.

6.14.8 Если при токе I допустимое количество отключений (включений) составляет n_о_I(n_в_I),то за одно отключение (включение) расходуется часть полного ресурса I/n_о_I (I/n_в_I).

6.14.9 Расход коммутационного ресурса за одно отключение тока r_о_I равен величине, обратной допустимому количеству отключений при данном токе:

где n_о_I – допустимое количество отключений.

ВВ – воздушный выключатель серии ВВ; ВВН – воздушный выключатель серии ВВН

Рисунок 2 – Кривые зависимости допустимого количества отключений от тока
воздушного выключателя 110 кВ

Рисунок 3 – Кривая зависимости допустимого количества отключений от тока

Рисунок 4 – Кривая зависимости допустимого количества отключений от тока
воздушного выключателя 10 кВ

Рисунок 5 – Кривая зависимости допустимого количества отключений от тока масляного выключателя 20 кВ

6.14.10 На основе анализа базы данных фактический расход коммутационного ресурса R_о_K, а следовательно и время продления гарантированной работы ВВ на момент диагностирования определяется по формуле:

6.14.11 Расход коммутационного ресурса следует определять для каждого полюса ВВ. Срок продления эксплуатации по результатам диагностирования следует определять для каждого полюса ВВ, причем его минимальное значение определяют по полюсу с наибольшим расходом ресурса. Срок продления работы ВВ до вывода его в ремонт с очередным диагностированием ограничен моментом, когда при следующем отключении ВВ (полюсом ВВ)расход его коммутационного ресурса может превысить единицу:

где п_о.мин – допустимое количество отключений при наибольшем токе, возможном в месте установки ВВ.

6.14.12 Для баковых воздушных выключателей серии ВВБ критерий необходимости вывода в ремонт определяется выражением:

Т.е. выработка коммутационного ресурса возможна до значений, превышающих единицу на величину до 1/n_о.мин. Это связано с наличием запасов по коммутационной износостойкости. Таким выражением можно пользоваться только для баковых воздушных выключателей.

6.14.13 При отключении (включении) выключателей одними и теми же контактами расход коммутационного ресурса при включении существенно меньше, чем при отключении. Исключение из этого правила имеет место при включении масляных выключателей с номинальным напряжением 35 кВ и выше, в цикле АПВ, когда межконтактный промежуток ослаблен газовыми пузырями и происходят его пробои на значительной длине.

6.14.14 При отключении (включении) выключателей различными контактными системами износ контактных систем при включении определяет величину прогнозируемого срока работы выключателя.

6.14.15 Заводы-изготовители выключателей по-разному определяют требования к допустимому количеству включений:

- если в эксплуатационной документации требования к допустимому количеству включений отсутствуют или даны сведения только по суммарному количеству включений и отключений, то расход коммутационного ресурса может не учитываться и не определяться, пока количество включений не превышает 50 % от допустимого количества отключений;

- если количество включений превышает 50 % от допустимого количества отключений и при этом расход коммутационного ресурса по отключению токов КЗ более 0,7, то вопрос о необходимости вывода выключателя в ремонт следует решать совместно с заводами-изготовителями выключателей или научно-исследовательским центром по испытанию высоковольтной аппаратуры.

6.14.16 При ограничениях заводами-изготовителями выключателей количества включений на токи КЗ расход коммутационного ресурса следует определять как по отключениям, так и по включениям.

6.14.17 Метод определения коммутационного ресурса при включении и критерий продления срока работы выключателя аналогичны указанным в 6.14.8-6.14.12 для операций отключения.

6.14.18 Расход ресурса при включении ρ_в_I определяется по формуле:

где п_в_I – допустимое количество включений при наибольшем токе, возможном в месте установки ВВ.

6.14.19 Наработка ресурса R_в_K определяется по формуле:

6.14.20 Критерий, ограничивающий срок продления нормальной эксплуатации:

где п_в.мин – допустимое количество включений при наибольшем токе, возможном в месте установки ВВ.

6.14.21 Определение расхода коммутационного ресурса для ВВ 110 кВ при регистрации токов КЗ – в соответствии с А.11 (приложение А).

6.15 Области применения методов определения остаточного ресурса и продления срока эксплуатации энергоустановок

Общие границы (область) применения методов, рассматриваемых в настоящем документе, – неразрушающие методы (частичных разрядов, тепловизионный, вибрационный, температурный, визуальный, метод жидкостной хроматографии и др.) являются ранними(текущими, планово-периодическими) и необходимыми для формирования адресности и глубины аттестационного диагностирования остальными методами. Набор последних определяют по результатам анализа мониторинга перечисленных ранних методов.

Конкретные области применения методов диагностирования:

- метод частичных разрядов применяют для диагностирования обмоток электродвигателей насосов, генераторов ДЭС, силовых трансформаторов – требует мониторинга в динамике (один раз в квартал в течение 2, 3 лет);

- метод тепловизионного диагностирования применяют для оценки теплового состояния электрооборудования и токоведущих частей (вплоть до ВВ), главным образом контактных соединений, для диагностирования дымовых труб котельных – периодический контроль один раз в три года;

- метод по анализу растворенных в масле газов применяют для маслонаполненного электрооборудования: силовых трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов до 35 кВ с любым видом защиты масла от увлажнения, кабельных маслонаполненных вводов – проводится без отключения, путем периодического отбора масла для определения скорости нарастания концентраций (один раз в квартал в течение 2, 3 лет с анализами), для силовых трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов 110 кВ и выше (один раз в 6 месяцев);

- вибрационный метод применяют для электродвигателей насосов, электродвигателей технологического оборудования и для вращающегося оборудования котельных, в том числе элементов крепления – периодически или постоянно с построением графика изменения уровня вибрации в зависимости от времени наработки (тренд);

- метод контроля по температурным датчикам (заложенные термопары или терморезисторы) применяют в точках электродвигателей насосов, где ожидается наибольший нагрев, при плановом диагностировании для контроля системы охлаждения;

- комплексный метод последовательных приближений применяют для диагностирования сложных (многокомпозиционных) энергоустановок;

- неразрушающие методы механического диагностирования (визуальный, звуковой и ультразвуковой, вихретоковый, гамма-дефектоскопия, магнитопорошковый – полюсный и комбинированный) применяют для диагностирования валов роторов электродвигателей, выявления дефектов заземлений электрооборудования и молниезащиты;

- метод температурного магнитного гистерезиса применяют для диагностирования ТС труб поверхностей нагрева котлов без вырезки испытательных образцов (до 10 %) – реализуют без применения искусственного намагничивания и без специальной подготовки поверхности нагрева после штатной операции котлоочистки;

- метод вольт-отклика применяют для неразрушающего диагностирования кабельных линий – требует мониторинга в динамике для определения степени изменения углов касательных кривых напряжения саморазряда и напряжения восстановления по мере наработки кабеля (один раз в квартал в течение 2, 3 лет);

- метод контроля целостности паек лобовых частей обмоток СД и АД;

- определение сроков по наработке до отказа по методу прогнозирования для соблюдения принципа доверительности (верификации) – требует набора информации за период наблюдений 2, 3 года с последующей обработкой данных однотипных энергоустановок по следующ

Конфликты в семейной жизни. Как это изменить? Редкий брак и взаимоотношения существуют без конфликтов и напряженности. Через это проходят все...

ЧТО ПРОИСХОДИТ ВО ВЗРОСЛОЙ ЖИЗНИ? Если вы все еще «неправильно» связаны с матерью, вы избегаете отделения и независимого взрослого существования...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычислить, когда этот...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: