Решение примера на срок службы изоляции


СОДЕРЖАНИЕ:

Решение примера на срок службы изоляции

Мелкосерийное литье изделий из пластика на термопластавтоматах
Узнать цену!

9.4. Старение изоляции и срок службы машин

Срок службы машины — промежуток времени, в течение которого обеспечивается безотказная работа, при соблюдении предписанных условий эксплуатации и профилактических ремонтов. Этот срок зависит от нагрузки отдельных частей машины. Та часть машины, которая испытывает наибольшую удельную нагрузку, выйдет из строя раньше других и, таким образом, ее срок службы определяет срок службы всей машины.

Опыт эксплуатации показал, что обычно электрические машины выходят из строя в первую очередь из-за износа или повреждения изоляции. Обеспечить длительную службу изоляции оказалось труднее всего и поэтому срок службы всех остальных частей машины (коллектора, подшипников и др.) выбирают исходя из срока службы изоляции.

При работе электрической машины происходят необратимые изменения свойств изоляции; этот процесс называется старением изоляции. Сначала изменяются механические свойства изоляции; она становится хрупкой, в ней образуются трещины и поры, вследствие чего снижается электрическая прочность изоляции: может возникнуть поверхностный пробой, особенно при увлажненной изоляции. Снижается с течением времени и пробивная прочность трансформаторного масла.

Главными причинами старения изоляции являются: высокая температура; большие перепады температуры по толщине изоля-и,ш, электрическое поле; повышенная влажность; механические %. илия, возникающие из-за вибрации.

Высокая температура вызывает химические изменения изоляции. При температуре выше 100°С происходит окисление органических изоляционных материалов — бумаги и хлопчатобумажной пряжи и лаков Скорость химических реакций зависит от температуры: чем выше температура, тем быстрее стареет изоляция. Происходят химические изменения и в других видах изоляции (в кремнийоргани-ческих соединениях), но при более высокой температуре.

Большие перепады температуры между отдельными частями машины вызывают перепады температуры и по толщине изоляции, что может создать в изоляции недопустимо высокие механические напряжения. Например, изоляция катушки, расположенной в пазах якоря, с одной стороны имеет температуру меди, а с другой — температуру стали паза. Обычно отвод теплоты происходит через вентиляционные каналы, проходящие по стали, что создает температурный перепад на 5. 15°С по толщине изоляции катушки.

При повышении температуры медные стержни катушки удлиняются и перемещаются относительно стенок паза. При этом в изоляции катушки возникают механические напряжения, тем большие, чем больше перепад температуры между стержнями и стенками паза. При изменении нагрузки происходит изменение температуры машины и перепада температур между катушками и сталью. Следовательно, колебания нагрузки приводят к перемещению стержней относительно стенок паза, что может вызывать разрыв изоляции, если она недостаточно эластична.

Попытки изготовления высоковольтных генераторов, где толщина пазовой изоляции была бы особенно велика, а перепад температуры в ней составлял бы примерно ЗО. 35°С, были безуспешными, так как изоляция быстро выходила из строя.

Электрическое поле в высоковольтных машинах вызывает местные электрические разряды и ионизацию внутренних и поверхностных воздушных (газовых) включений. Ионизация воздушных включений вызывает: увеличение тепловых потерь в изоляции; механическое расщепление листов слюды; появление озона и оксидов азота, которые в присутствии влаги образуют азотистую и даже азотную кислоту.

Озон, являясь сильным окислителем, разрушает органические составляющие изоляции — бумагу, шеллак и др. Азотная и азотистая кислоты могут действовать не только на изоляцию, но и на металлы (сталь, медь). Особенно вредна ионизация внутренних включений. Явление наружной ионизации (коронирования) возникает из-за наличия воздушных зазоров между поверхностью изоляции и стенками пазов. Коронирование менее опасно, чем внутренняя ионизация, так как разрушающему действию короны подвергается только поверхность изоляции. Более опасно наличие мест-

ных скользящих разрядов в виде искр, которые могут расщеплять пластинки слюды и другие части изоляции. Для предотвращения поверхностных разрядов наружную покровную изоляцию делают с токопроводящими нитями, чем выравнивается потенциал паза и поверхности катушки. В низковольтных машинах старение изоляции под действием электрического поля не наблюдается.

Повышенная влажность вызывает снижение электрического сопротивления изоляции, что увеличивает токи утечки и потери в изоляции. Однако, как правило, это ухудшение свойств изоляции обратимо и может быть устранено медленной сушкой. Обычно изоляцию сушат, включая машину на пониженное напряжение в режиме холостого хода или короткого замыкания, т. е. без нагрузки. При проведении ускоренной сушки возможно повреждение изоляции из-за бурного выделения водяного пара из внутренних пор, что вызывает трещины в изоляции и делает ее пористой. Пористость изоляции может быть уменьшена пропиткой обмотки в лаке.

Механические усилия, воздействующие на изоляцию, возникают из-за электродинамических сил между проводниками, внутренних вибраций, центробежных сил вращающихся частей и т. д. Иногда изоляция подвержена сильным механическим воздействиям и ог внешних воздействий (например, в тяговых двигателях, судовых электрических машинах). Многократно прилагаемые к проводникам знакопеременные усилия вызывают трещины в изоляции, что снижает ее электрическую прочность.

Кроме перечисленных основных причин на старение изоляции может влиять много других факторов: наличие химически активных веществ, находящихся в воздухе (например, хлора, аммиака, паров кислот и щелочей), морской воды, низких температур (до —60°С в ряде районов страны), микроорганизмов и даже насекомых (в тропических странах).

Так как главной причиной, вызывающей старение изоляции, является высокая температура, она нормируется стандартами и техническими условиями.

В табл. 9.2 приведены предельно допустимые превышения температуры т для электрических машин общего назначения, установленные ГОСТ 183—74 (при измерении температуры обмоток по методу сопротивления, а температуры коллекторов и контактных колец с помощью термометров и термопар).

Максимально допустимая температура обмотки может быть найдена сложением температуры максимально допустимого превышения т с условной температурой окружающей среды (для табл. 9.2

ПРИНЯТО, ЧТО #окр = 35°С)

Если температура окружающей среды выше расчетной, то превышение температуры обмотки в эксплуатации должно быть снижено, чтобы температура обмотки не превосходила максимальную допустимую.

Допустимые превышения температуры ттах для классов изоляции

Какие факторы влияют на старение изоляции

Положительные диэлектрические показатели изоляции токопроводов — это важнейшие условия для нормального режима работы электроустановок и их обслуживания оперативно-ремонтным персоналом, поскольку она является промежуточным звеном между электрическим током и человеком. Электрооборудование, используемое в промышленности, на протяжении всего срока службы подвергается различным негативным воздействиям, таким как перегрузка, нагрев, вибрация, агрессивная производственная среда и др. Длительное воздействие этих вредных факторов может привести к преждевременному старению изолирующего покрытия и выходу электроустановок из строя. Подробно разберем влияние каждого .

Токовая перегрузка

При протекании электрического тока по проводам часть электроэнергии расходуется на нагрев проводника. Потери энергии, сопровождающие выделением теплоты в токопроводе по закону Джоуля -Ленца вычисляются по формуле :

R-сопротивление провода, Ом;

t- время протекания тока, с.

Исходя из этого выражения, очевидно, что количество выделенной теплоты пропорционально квадрату силы, если пренебречь постоянным сопротивлением провода за определенное время. С ростом нагрузки на валу электродвигателя величина электрического тока в его обмотках возрастает, происходит перегрев изоляции, приводящий к быстрому ее старению.

Как температура влияет на нагрев проводника

Любой метал, способный проводить электрический ток, обладает удельным сопротивлением, вызванным внутренним строением его кристаллической решетки. При нагревании металла его атомы начинают двигаться хаотичней и с большей скоростью, создавая дополнительное противодействие движению электронов под действием электромагнитного поля.

Чтобы узнать, как меняется внутреннее сопротивление металла при нагреве, необходимо воспользоваться следующей формулой:

R-сопротивление при 20 °С, Ом;

α-температурный коэффициент электрического сопротивления, 1/град;

t1— конечная температура, °С;

t -температура 20 °С.

Используя данное выражение, можно вычислить, что сопротивление медного провода, нагретого до 100 0 С, увеличится в 1,32 раза.

Влияние температуры

Нагрев или охлаждение приводит к изменению физического состояния: расширению или возвращению в исходное состояние. При этом диэлектрик при повышении температуры становится менее твердым, тем самым, более подвержен механическим повреждениям. Кроме того, при тепловом воздействии происходит высыхание изоляции, что приводит к трещинам и скалыванию изолирующего слоя, и, соответственно, электрическому пробою.

Влажность

Как известно, вода является одним из лучших растворителей. Молекулы воды могут вступать в химические реакции с разными видами диэлектриков, что приводит к образованию электролитов, разрушению и размягчению изолирующего покрытия. Не стоит забывать, что влажность приводит к коррозии самих металлов, клемм, выступающих в качестве проводников. Что касается полимерных диэлектриков, таких как изоляционные лаки, применяемые в качестве изоляции обмоток асинхронных двигателей, то увлажнение и последующая ее сушка приводит к образованию пустот, тем самым снижая сопротивление изоляции.

Пыль, оседая на корпуса электроприборов, электрических машин и аппаратов, а также на кабели, препятствует отводу теплоты от нагретых поверхностей, что приводит к перегреву. Кроме того, пыль может иметь в своем составе токопроводящие частицы, создавая токопроводящие мостики для прохождения электрического тока между изолированными жилами. Также, пыль может впитывать в себя влагу, что создает негативное воздействие.

Напряжение

На отдельных участках кабелей, обмоток, где сопротивление их изоляции низкое или ее целостность нарушена, приложенное напряжение проявляется в виде дуговых разрядов. Это искрение сопровождается потрескиванием, которое можно увидеть в темноте. Поэтому, значительные колебания напряжение в сети, вызванные неравномерной нагрузкой по фазам и ударами молний в линии электропередач, могут привести к пробою изоляции и выходу из строя оборудования.

способ оценки оставшегося срока службы высоковольтной изоляции

Изобретение относится к технике электрических измерений, представляет собой способ оценки оставшегося срока службы высоковольтной изоляции и предназначено для профилактических испытаний и диагностики изоляции высоковольтных электрических машин и трансформаторов. Способ состоит в измерении величины возвратного напряжения на 30-й секунде после начала измерения, а также максимального значения возвратного напряжения и времени, при котором наблюдается максимум возвратного напряжения. Величина возвратного напряжения на 30-й секунде указывает на износ изоляции: чем меньше это значение, тем выше износ. Произведение максимального значения возвратного напряжения и времени наступления максимума показывает относительный оставшийся срок службы изоляции: чем меньше произведение, тем меньше оставшийся ресурс. Техническим результатом предлагаемого способа является повышение объективности и достоверности оценки оставшегося срока службы высоковольтной изоляции. 2 ил.

Рисунки к патенту РФ 2516613

Предлагаемый способ относится к технике электрических измерений и предназначен для профилактических испытаний и диагностики изоляции высоковольтных электрических машин и трансформаторов, в частности для оценки оставшегося срока службы высоковольтной изоляции.

Оценить качество электрической изоляции и ее оставшийся срок службы можно по нескольким параметрам, например по сопротивлению изоляции и коэффициенту абсорбции. Наиболее объективно оценить оставшийся срок службы можно путем измерения параметров, обусловленных внутренним поглощенным зарядом в неоднородной изоляции, какой является изоляция высоковольтных электрических машин и трансформаторов, в частности путем измерения возвратного напряжения [1, стр.89-106].

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому способу является известный способ оценки оставшегося срока службы высоковольтной неоднородной изоляции по возвратному напряжению, заключающийся в том, что измеряют возвратное напряжение на 30-й секунде после начала измерения возвратного напряжения [1, 154-164]. По мере старения изоляции возвратное напряжение уменьшается, что и дает возможность судить об оставшемся сроке службы.

На рисунке 1 показаны зависимости возвратного напряжения двух распределительных трансформаторов: нового трансформатора при вводе его в эксплуатацию (кривая 1) и трансформатора после 28 лет эксплуатации (кривая 2).

Из рисунка 1 видно, что в течение срока эксплуатации изоляция стареет и возвратное напряжение снижается. Установлено, что возвратное напряжение u в30 снижается примерно на 6-7 В за год. Существенно изменяется и момент времени, при котором наблюдается максимум возвратного напряжения. У состарившейся изоляции время наступления максимального возвратного напряжения уменьшается.

Трансформаторы, у которых u в30 меньше 15 В, следует считать изношенными по изоляции более чем на 90% и при возможности заменять их новыми трансформаторами.

В зарубежной практике для оценки состояния бумажно-масляной изоляции кабелей по возвратному напряжению пользуются соотношением существенных параметров формы возвратного напряжения (рисунок 1):

где t max — время, при котором наблюдается максимум возвратного напряжения, t’ — время, при котором прямая, проведенная под углом начального фронта кривой возвратного напряжения, достигнет значения максимального возвратного напряжения. Коэффициент p увеличивается со старением изоляции. Эта тенденция наблюдается и у трансформаторов. Например, у новой изоляции он составляет 0,3, а у старой — 0,5. Однако это увеличение не такое характерное, так как диапазон изменения p невелик.

Недостаток указанного способа заключается в том, что оценка производится не всегда объективно.

Цель предлагаемого способа — повышение объективности и достоверности оценки оставшегося срока службы высоковольтной изоляции.

Эта цель достигается тем, что на основании опыта предложено дополнительно измерять максимальное значение возвратного напряжения U max и время t max , при котором наблюдается максимум возвратного напряжения, а для оценки оставшегося срока службы Р высоковольтной изоляции использовать соотношение P=U max ·t max . Для новой изоляции ресурс составляет P=240·25=6000 В·с. Для изоляции, проработавшей 28 лет, P=200·2=400 В·с. В среднем за год эксплуатации ресурс уменьшается на 200 В·с. При P в от времени для двух трансформаторов, имеющих одинаковый срок эксплуатации 28 лет. Нагрузка второго трансформатора была больше, чем у первого. Он длительное время работал с перегрузкой. Поэтому его изоляция оказалась более изношенной, чем у первого.

Если судить о состоянии изоляции только по сопротивлению изоляции, то у второго трансформатора оно выше, чем у первого (R 2 =380 МОм>R 1 =145 МОм), и можно сделать ошибочный вывод о том, что состояние изоляции у второго трансформатора лучше чем у первого. Однако, если рассчитать коэффициенты абсорбции для обоих трансформаторов, то окажется, что у первого трансформатора он выше (145/126=1,15>380/355=1,07). Если же судить о состоянии изоляции по возвратному напряжению u в30 , то видно, что поглощенный заряд абсорбции у второго трансформатора гораздо меньше, чем у первого (u в30 =16 В

Разработка модели старения и определение остаточного ресурса изоляции силовых кабелей Текст научной статьи по специальности « Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

Аннотация научной статьи по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы — Дубяго Марина Николаевна

Определены критерии оценки степени старения силовых кабелей с бумажно-пропитанной изоляцией . Сделан обзор и классификация математических моделей старения и определения остаточного ресурса электроизоляционных материалов силовых кабельных линий, из которого выявлено, какие параметры влияют на старение изоляции , какие учитывают математические модели старения и определения остаточного ресурса . Проведен анализ математических моделей старения изоляции СКЛ и развития ее предельного состояния. Разработан алгоритм электрического старения и пробоя изоляции . Показана связь между параметрами, характеризующими механическое и тепловое старение изоляции , соответствующее исчерпанию ресурса кабелей. Проведен анализ построения моделей физико-химических процессов старения для кабелей переменного тока а также исследования процессов старения и разрушения изоляции . Приведены выражения для расчета сработанного и остаточного ресурса изоляции . Показано, что оценка израсходованного и остаточного ресурса изоляции , может быть получена по результатам измерений параметров изоляции в зависимости от эксплуатационных параметров с использованием математической модели старения.

Похожие темы научных работ по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям , автор научной работы — Дубяго Марина Николаевна

DEVELOPMENT OF MODEL OF AGEING AND DEFINITION OF THE RES >Criteria of an assessment of extent of aging of power cables with the paper impregnated isolation are defined. The review and classification of the mathematical models of aging and definition of a residual resource of electric insulating materials of power cable lines was done, that allows us to conclude what parameters influence the isolation aging, what parameters consider mathematical models of aging and definition of a residual resource. The analysis of mathematical models of aging of isolation of PCL and development of its limit state is carried out. The algorithm of electric aging and isolation breakdown is developed. Communication between the parameters characterizing mechanical and thermal aging of isolation corresponding to exhaustion of a resource of cables is shown. The analysis of creation of models of physical and chemical processes of aging for cables of alternated current was carried out and also research of processes of aging and isolation destruction was fulfilled. Expressions for calculation of the worked and residual resource of isolation are given. It is shown that the assessment of the spent and residual resource of isolation can be received by results of measurements of parameters of isolation depending on operational parameters with use of mathematical model of aging.

Текст научной работы на тему «Разработка модели старения и определение остаточного ресурса изоляции силовых кабелей»

Maksimov Aleksandr Viktorovich — Southern Federal University; e-mail:kafmps@ttpark.ru; 81, Petrovskay street, Taganrog, 347900, Russia; phone: +78634328058; the department of embedded systems; associate professor.

Gelozhe Yury Andreevich — GSP-17A, 44, Nekrasovskiy, Taganrog, 347928, Russia, phone: +78634371637, e-mail: rts@tsure.ru; the department of radio engineering and telecommunication systems; associate professor.

Klimenko Pavel Petrovich — the department of radio engineering and telecommunication systems; associate professor.

УДК 621. 315.2/075.8

РАЗРАБОТКА МОДЕЛИ СТАРЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ИЗОЛЯЦИИ СИЛОВЫХ КАБЕЛЕЙ

Определены критерии оценки степени старения силовых кабелей с бумажно-пропитанной изоляцией. Сделан обзор и классификация математических моделей старения и определения остаточного ресурса электроизоляционных материалов силовых кабельных линий, из которого выявлено, какие параметры влияют на старение изоляции, какие учитывают математические модели старения и определения остаточного ресурса. Проведен анализ математических моделей старения изоляции СКЛ и развития ее предельного состояния. Разработан алгоритм электрического старения и пробоя изоляции. Показана связь между параметрами, характеризующими механическое и тепловое старение изоляции, соответствующее исчерпанию ресурса кабелей. Проведен анализ построения моделей физико-химических процессов старения — для кабелей переменного тока а также исследования процессов старения и разрушения изоляции. Приведены выражения для расчета сработанного и остаточного ресурса изоляции. Показано, что оценка израсходованного и остаточного ресурса изоляции, может быть получена по результатам измерений параметров изоляции в зависимости от эксплуатационных параметров с использованием математической модели старения.

Электродеструкция; изоляция; ресурс; неразрушающая диагностика.

DEVELOPMENT OF MODEL OF AGEING AND DEFINITION OF THE RESIDUAL RESOURCE OF ISOLATION OF POWER CABLES

Criteria of an assessment of extent of aging of power cables with the paper impregnated isolation are defined. The review and classification of the mathematical models of aging and definition of a residual resource of electric insulating materials of power cable lines was done, that allows us to conclude what parameters influence the isolation aging, what parameters consider mathematical models of aging and definition of a residual resource. The analysis of mathematical models of aging of isolation of PCL and development of its limit state is carried out. The algorithm of electric aging and isolation breakdown is developed. Communication between the parameters characterizing mechanical and thermal aging of isolation corresponding to exhaustion of a resource of cables is shown. The analysis of creation of models of physical and chemical processes of aging — for cables of alternated current was carried out and also research of processes of aging and isolation destruction was fulfilled. Expressions for calculation of the worked and residual resource of isolation are given. It is shown that the assessment of the spent and residual resource of isolation can be received by results of measurements of parameters of isolation depending on operational parameters with use of mathematical model of aging.

Electric destruction; isolation; resource; nondestructive diagnostics.

Введение. В условиях эксплуатации происходит старение электрической изоляции кабелей. 37 % всех отказов силового электрооборудования связано с нарушением электрической прочности изоляции. Ресурс электрической изоляции определяет фактическую наработку кабеля, а срок службы характеризует календарное время с момента ввода кабеля в эксплуатацию независимо от наработки и коэффициента нагрузки. Физический износ силовых кабельных линий (СКЛ) с бумажно-маслянной изоляцией (БМИ) находится на уровне 70-80 %, но они продолжают работать, так как не выработали своего ресурса. Поэтому на практике необходимо знать наработку кабеля и, что особенно важно, его остаточный ресурс. Ресурс электрической изоляции существенно зависит от температуры и от напряженности электрического поля, но методика, основанная на этих параметрах, является разрушающей и подходит только для вновь разрабатываемых кабелей, проходящих ресурсные испытания в лабораториях или на полигонах. Так, например, техническое состояние СКЛ определяется постоянным испытательным напряжением, превышающим номинальное в 6 раз (табл. 1) или повышенным напряжением частотой 0,1 Гц. Однако это не позволяет получить достоверную информацию о реальном состоянии изоляции СКЛ. Экономическая потребность в фактическом продлении эксплуатационного ресурса систем энергоснабжения предприятий приводит к необходимости ускоренного внедрения эффективных методов диагностики кабелей и оборудования. Повреждение КЛ 6-10 кВ является причиной 80-90 % от всех отключений. Необходима разработка более точных и научно обоснованных методов расчета, а также совершенствование методик диагностирования кабелей, и в том числе методик оценки их остаточного ресурса, опирающихся на новые, нетрадиционные подходы [15].

Испытательные напряжения СКЛ с БМИ

Вид испытательного напряжения Номинальное напряжение, кВ

До 1 2 3 6 10 20

Выпрямленное напряжение 2,5 12 18 36 60 175

Переменное напряжение — 0,1 Гц специальной формы (косинусный импульс) 12 18 35


Актуальность работы заключается в определении остаточного ресурса изоляции кабельных систем, работающих в различных условиях, является сложной задачей, что связано как с многообразием эксплуатационных факторов, так и с трудностями по выявлению наиболее информативных параметров, адекватно отражающих процессы деградации изоляции [1, 2, 3].

Модели старения электрической изоляции СКЛ. Методика расчета электроизоляции на электрическую прочность основывается на математическом моделировании старения и отказа ЭИ. Данные же явления очень сложны и специфичны, процесс старения и достижения предельного состояния представляет собой совокупность процессов, взаимодействующих между собой сложным образом. Исследование этого факта необходимо для разработки как методов электрического расчета, так и диагностики и оценки остаточного ресурса [12].

Выделяют следующие виды старения и разрушения электроизоляции СКЛ из полиэтилена: термическое старение, электрические триинги, водные триинги.

Последовательность и взаимосвязь процессов, обуславливающих электрическое старение и пробой изоляции, можно представить следующей схемой (рис. 1).

Рис. 1. Алгоритм электрического старения и пробоя изоляции

Зависимость между длительной электрической прочностью Епр и временем старения ^ маслонаполненных кабелей описывается соотношением

где Еа — асимптотическое значение Епр; п — показатель степени, зависящий от свойств изоляции.

Рабочая напряженность поля вычисляется по формуле

к4*Е Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

где Щ — коэффициенты запаса, учитывающие различные факторы, в том числе: к1 — повышение рабочего напряжения, к2 — влияние технологических дефектов на электрическую прочность, к3 — снижение давления, к4 — разброс в значениях Ет. Данный подход предполагает, что основной формой старения изоляции СКЛ в эксплуатации является ионизационное старение. В литературе показано, что при напряженностях вплоть до 25-30 кВ/мм ЧР не оказывают существенного, и тем более определяющего влияния на деградацию эксплуатационных свойств изоляции СКЛ.

Моделируя старение как термоактивационный процесс, ускоряемый электрическим полем под влиянием диэлектрических потерь, т.е. старение как рост тангенса угла потерь tgS, автор [3] получил выражение, устанавливающее прямую связь между ресурсом ЭИ (т) и Е:

С*ехр (-yz) ^д8пр ехр(

где tgd0 — начальное значение; tgSnp — предельное значение tgd, C, y, z, yi -параметры, определяемые свойствами изоляции, конструкцией СКЛ и термическими условиями.

Развитие данного подхода должно учитывать такие факторы, как эффект «тренировки» электроизоляции, сопровождающийся уменьшением tgd, температурную зависимость tgd, а также то обстоятельство, что изоляция СКЛ часто проявляет себя как система не с сосредоточенными, а с распределенными параметрами.

Для полимерной изоляции разработано множество математических моделей, связывающих ресурс (г) с основными воздействующими факторами — Е и Распространение получил подход [4], основанный на двух соотношениях — степенном законе старения

и двух- или трехметрическом распределении Вейбулла

где F(E) — вероятность отказа; b — параметр формы; Ео — параметр масштаба; Ei — параметр сдвига распределения.

Метод расчета, основанный на выражении (4), справедлив для дефектов типа газовых включений, основным механизмом старения изоляции при этом являются частичные разряды (ЧР).

Семейство математических моделей электрического старения изоляции предложено научной школой Болонского университета. В качестве примера можно привести следующую модель [5]:

L _ Г Í ст \ 1Д ‘ (6)

где L — ресурс ЭИ; Т — абсолютная температура; hp — постоянная Планка; к — постоянная Больцмана; Ео — критическое значение Е,

где То — отсчетное (референтное) значение Т; T0 — пороговое значение Т; Ею — значение Ео при Т= То; ц, DS1, DH, Г0, r¡ — параметры.

Данное семейство моделей учитывает существование критических напря-женностей Екр. Недостатком описанных моделей являются эмпирические формулы, лишенные теоретического обоснования и связи с реальными механизмами и условиями старения и отказа СКЛ. Из соотношений [5] не ясно, что собой должен представлять ресурс изоляции — время до пробоя или до зарождения электрического триинга. Большое количество параметров, содержащихся в формулах типа (6), позволяет использовать эти формулы фактически под любой массив опытных данных, который в условиях длительных и дорогостоящих экспериментов по определению кривой жизни всегда ограничен.

Определенный прогресс, по сравнению с вышеприведенными, представляет собой модель старения, предложенная 1.Р. Crene [6]:

L = —exp — cosnl — I, (7)

где AG — свободная энергия активации; Л — ширина энергетического барьера; е — элементарный электрический заряд, прочие обозначения соответствуют (6).

Здесь [6] теоретически обосновывается модель, в которой первичным актом деструкции полимерной изоляции является разрыв межмолекулярных связей, т. е. разрушение диэлектрика представляет собой чисто физический процесс. Опытным путем исследователи [7] доказали, что электродеструкция материала сопровождается разрывом межатомных связей, т. е. представляет собой химический или физико-химический процесс. Далее, Crene рассматривает L как время до пробоя и использует для подтверждения (7) зависимости времен до пробоя от приложенного напряжения, полученные для кабелей разных конструкций. Модель (7) содержит два независимых параметра (Жги Л) и не полностью учитывает механизмы электрического старения. Даже в случае испытаний совершенно однотипных образцов (7) не корректно описывает кривую жизни СКЛ, так как время до пробоя складывается из двух составляющих — времени до зарождения электрического триинга и времени его прорастания через изоляционный материал. Этим стадиям развития пробоя соответствуют существенно различные механизмы деградации полимера.

В [8] рассмотрен метод оценки ресурса изоляции кабелей, основанный на определении корреляционной зависимости между характеристиками изоляции кабеля и характеристиками, прямо связанными с ресурсом кабелей. При определении

наработанного ресурса при температурах, отличных от температуры старения в форсированном режиме, при котором определен коэффициент Кп, наработанный ресурс равен

Тн = тПр ехр(Пн — Ппр)/Кп.

Эта зависимость преобразуется к виду _ [Пн-п

тн — тпрф * exp К»

где тпрф — предельное значение ресурса в форсированном режиме испытаний; тпр — предельное значение наработки, соответствующее Ппр; Ппр, Пн — предельное значение и наработанный в процессе эксперимента ресурс; тн — наработанный ресурс в момент измерения параметра Пн; Тф — температура старения в форсированном режиме; Тр — рабочая температура кабеля; W = 54 кДж/моль — условная энергия активации процесса разрушения изоляции; Кп — коэффициент изменения параметра (работоспособности от времени старения),

Ппр — Пн 1пТ»р-1пТн

Для применения метода [8] для различных видов изоляции необходимы дополнительные исследования.

В [11] показано, что диэлектрическая проницаемость, электрическое сопротивление и слабо влияют на электрическую прочность Епр и деградацию изоляции и не могут служить критерием работоспособности изделия из-за малой чувствительности к старению. Наиболее информативной характеристикой изоляции является величина электрического сопротивления, которая в процессе эксплуатации кабелей может изменяться на несколько порядков. Рассмотрено влияние старения изоляции кабелей в условиях эксплуатации на ее удельное сопротивление. Установлена зависимость величины удельного сопротивления изоляции кабеля от температуры и времени эксплуатации, которая может служить критерием работоспособности изоляции СКЛ в процессе эксплуатации:

где предэкспоненциальная часть характеризует изменение сопротивления изоляции во времени вследствие сорбционных процессов, а экспоненциальная часть отражает изменение сопротивления в температурном ходе и процессе старения.

Здесь к = 8,31 кДж/моль; К — молярная газовая постоянная); ТН — начальная температура (293 К); Т — температура эксплуатации изоляции (К); В — коэффициент, характеризующий скорость снижения сопротивления изоляции в процессе старения при температуре эксплуатации, равный

Уравнение (8) запишем в логарифмическом виде

РД 39Р-00147105-025-02 Методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное унитарное предприятие

«ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» (ГУП «ИПТЭР»)

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

1 РАЗРАБОТАН Самостоятельным структурным подразделением хозрасчетной научно-исследовательской лабораторией «Трубопроводсервис» и кафедрой «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Творческий коллектив: Абдуллин Н.В., Ведерникова Т.Г., Веселов Д.Н., Гамбург И.Ш., Гильметдинов Р.Ф., Домрачев Е.Н., Квицинская М.С., Квятковский О.П., Коновалов Н.И., Маркухов О.В., Мустафин Ф.М. (руководитель), Соловьев А.Б., Тарасов А.В., Фархетдинов И.Р., Харисов Р.А., Щепетов А.Е.

2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом п о ГУП «ИПТЭР», от «18» июля 2002 г .

3 Разработчики выражают благодарность специалистам ВФ АО «ВНИИСТ», ООО «Старстрой», РЦ НТО «Башпромбезопасность», Башкирскому управлению ГОСГОРТЕХНАДЗОРа России, АК «Транснефть» «УФАГИПРОТРУБОПРОВОД», за полезные замечания и предложения к первой редакции инструкции.

4 РД согласован с ГОСГОРТЕХНАДЗОРом России (письмо от «15» сентября 2002 г ., № 10-03/868).

Содержание

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

4 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

5 АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ

6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕНИ ДОСТИЖЕНИЯ ЗАДАННОГО ЗНАЧЕНИЯ ПЕРЕХОДНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ

7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ТРУБОПРОВОДОВ

8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

9 ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА

9.1 Пример расчета остаточного ресурса изоляционных покрытий эксплуатируемых трубопроводов

9.2 Пример расчета срока службы изоляционного покрытия трубопровода в период проектирования

9.3 Пример расчета срока службы различных изоляционных покрытий

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Приложение А (справочное) Номограмма для определения конечного переходного сопротивления

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Дата введения 2002-11-01

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1 Настоящий руководящий документ (РД) устанавливает методические основы для оценки остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных стальных трубопроводов по результатам расчётов переходного сопротивления изоляционных покрытий.

1.2 РД разработан и рекомендуется для оценки остаточного ресурса находящихся в эксплуатации подземных стальных трубопроводов диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давлением среды не выше 20,0 МПа, прокладываемых подземно и в насыпи.

В РД использованы вероятностно-статистические методы оценки остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных стальных трубопроводов.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

2.1 В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие нормативно-технические документы и стандарты:

ГОСТ Р 51164-98 . Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 9.602-89*. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 27.002-89 . Надёжность в технике. Термины и определения

СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы

ВСН 008-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция

ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приёмка работ

ВСН 009-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства и установки электрохимзащиты. Дополнение. Электрохимзащита кожухов на переходах под автомобильными и железными дорогами

3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Трубопровод рассматривается как система последовательно соединенных элементов (труб и деталей). Разрушение одного из элементов выводит из строя весь трубопровод.

Предельный срок службы изоляционных покрытий подземных трубопроводов — это время, в течение которого величина переходного сопротивления изоляции R п снизится до 10 3 Ом·м 2 .


Переходным электрическим сопротивлением защитного покрытия называется электросопротивление единицы площади покрытия в цепи труба — покрытие — электролит. Единица измерения — Ом·м 2 .

Ресурс трубопровода — суммарная наработка трубопровода от пуска до перехода в предельное состояние.

Наработка — период эксплуатации трубопровода без учета простоев.

Срок службы трубопровода — календарный период времени от ввода трубопровода в эксплуатацию до его перехода в предельное состояние.

Предельное состояние изоляционного покрытия трубопровода — техническое состояние изоляции трубопровода, при котором исключена его дальнейшая эксплуатация. В качестве предельного состояния может быть принято разрушение как изоляционного покрытия трубопровода в целом, так и определенного его участка при условии, что ремонт из-за его частой повторяемости опасен для окружающей среды или экономически нецелесообразен.

Отказ изоляционного покрытия трубопровода — прекращение выполнения функции изоляции трубопровода от внешних воздействий вследствие разрушения.

Остаточный ресурс изоляционного покрытия трубопровода — время эксплуатации изоляции трубопровода с момента текущего диагностирования до перехода в предельное состояние.

Диагностирование (техническое) Изоляционного покрытия трубопровода

— определение технического состояния изоляционного покрытия трубопровода.

Вероятность безотказной работы изоляционного покрытия трубопровода

— вероятность того, что за рассматриваемый период в изоляционном покрытии трубопровода не возникнет отказов .

Параметр технического состояния — характеристика, определяющая работоспособность элементов трубопроводов (толщина, сплошность, допускаемое напряжение, переходное сопротивление и т.д.) [ 3].

В методике кроме описанных используются следующие обозначения:

R п.н. — начальное значение переходного сопротивления изоляции;

R п.з . — значение заданного переходного сопротивления;

R к — конечное значение переходного сопротивления;

R п . — расчётное значение переходного сопротивления;

Ri э — измеренное значение переходного сопротивления;

τ 3 — время достижения заданного значения переходного сопротивления труба-земля;

τ — время эксплуатации трубопровода;

Р — коэффициент пропорциональности, описывающий зависимость количества влаги, проникающей через покрытие, от площади и толщины покрытия, времени и перепада давлений водяных паров над и под покрытием;

D — диаметр трубопровода;

S — сумма квадратов отклонений измеренных значений эксплуатируемого трубопровода от расчетных;

F — площадь изоляционного покрытия;

p — перепад давлений водяных паров над и под покрытием;

δ — толщина изоляционного покрытия;

е — постоянная экспонента;

a и а1, — постоянные коэффициенты, показатели скорости старения изоляционного покрытия;

p гр — удельное электросопротивление грунта;

β — показатели скорости старения изоляционного покрытия;

t с — постоянная времени старения изоляционного покрытия.

4 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Данная методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов предназначена для определения срока службы изоляционных покрытий стальных трубопроводов диаметром до 1400 мм (включительно), с избыточным давлением среды до 20,0 МПа, прокладываемых подземно или в насыпи.

Анализ технического состояния изоляционных покрытий осуществляется в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98, ВСН 012-88, ВСН 008-88 и СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы».

Определение срока службы изоляционных покрытий подземных стальных трубопроводов важно для осуществления планирования работ по капитальному ремонту трубопроводов с заменой изоляции.

Знание закономерностей влияния времени и комплекса основных факторов на срок службы изоляционных покрытий позволяет осуществлять оптимальный выбор изоляционных покрытий, их толщину и количество слоев в период проектирования конкретного трубопровода [ 11, 12].

Защитные свойства изоляционных покрытий наиболее полно характеризуются переходным сопротивлением, представляющим собой интегральную оценку защитной способности системы «труба-покрытие-грунт» [ 1, 4, 5, 15 ]. При помощи этого показателя с достаточной степенью точности можно оценить достоинства и недостатки изоляционного материала и влияние на покрытие внешних условий. Переходное сопротивление позволяет оценивать состояние изоляционных материалов в процессе эксплуатации без нарушения и вскрытия траншеи.

Подземные стальные трубопроводы предохраняют от коррозии средствами комплексной защиты: изоляционными покрытиями и катодной поляризацией. Качество комплексной защиты оценивается переходным сопротивлением, которое характеризует состояние изоляционного покрытия и позволяет определять расход тока катодной поляризации. Снижение значения переходного сопротивления в период эксплуатации трубопровода вызывает необходимость увеличивать ток катодных станций и их количество или ремонтировать изоляцию на данном участке [ 13 ].

Предельный срок службы изоляционных покрытий подземных трубопроводов определяется временем, в течение которого величина переходного сопротивления изоляции R п снизится до 10 3 Ом·м 2 . Данное значение определяется из требований ГОСТ Р 51164-98 , ( таблицы 2, 3 ). Переходное сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации.

5 АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ

К важнейшим эксплуатационным свойствам изоляционных покрытий трубопроводов относятся толщина, влагопроницаемость, водопоглощение, сплошность, переходное электросопротивление, стойкость к отслаиванию под действием катодного тока, адгезия, термостойкость и долговечность [ 16, 19 ].

Скорость коррозии стали под полимерным покрытием зависит от множества факторов: наличия электролита и кислорода под покрытием, уровня пассивации и гетерогенности поверхности, скорости отвода продуктов реакции, присутствия ингибиторов, p Н и химического состава среды, температуры, давления, наличия блуждающих токов и др. В различных условиях определяющим фактором скорости коррозии (контролирующим процессом) могут оказаться разные процессы, от которых зависят требования к толщине изоляции. Кроме того, если контролирующей стадией окажется отвод продуктов коррозии (что весьма вероятно во многих случаях), то этот процесс вообще непосредственно не зависит от толщины покрытия. Таким образом, выработать единое требование к необходимой толщине изоляции не представляется возможным [ 14 ].

Влагопроницаемость характеризуется коэффициентом влагопроницаемости — так называется коэффициент пропорциональности Р в уравнении, описывающем зависимость количества влаги ∆ m , проникающей через покрытие, от площади F и толщины δ покрытия, времени τ и перепада давлений водяных паров над и под покрытием ∆ p :

Размерность коэффициента влагопроницаемости — кг/(м с Па).

Водопоглощение покрытий характеризует их способность впитывать влагу и тем самым снижать свои диэлектрические свойства. Технические требования по водопоглощению нормируют для каждого вида покрытий на основании результатов испытаний, за норму принимают данные по лучшим образцам.

Сплошность нанесенного покрытия определяется отсутствием в нем сквозных микро- или макродефектов. Сплошность покрытия контролируют, помещая его между разноименными полюсами источника постоянного электрического тока. При этом величина электрического напряжения строго нормирована и определяется из следующих соображений: если в покрытии имеются микродефекты, то напряжение должно быть достаточным для пробоя слоя воздуха толщиной, равной толщине покрытия. В этом случае через микродефект происходит замыкание электрической цепи и срабатывает световой или звуковой индикатор.

Требования к сплошности изоляционных покрытий трубопроводов определены в нормативных документах.

Переходным электрическим сопротивлением защитного покрытия называется электросопротивление единицы площади покрытия в цепи труба — покрытие — электролит. Единица измерения — Ом·м 2 . Это показатель комплексной интегральной оценки состояния изоляционных покрытий трубопроводов, прогнозируя который, можно определять остаточный ресурс трубопровода.

Специальными исследованиями, выполненными в области электрозащиты, установлено, что для предотвращения перерасхода электроэнергии на катодную защиту достаточно иметь переходное электросопротивление покрытия не меньше 10 4 Ом·м 2 . Однако многие изоляционные материалы (полимеры, эпоксидные смолы) характеризуются более высоким переходным электросопротивлением (порядка 10 8 Ом·м 2 ). Снижение этого показателя обычно свидетельствует о происшедших в материале или конструкции покрытия изменениях, являющихся предшественниками выхода покрытия из строя (начало трещинообразования, увеличение пористости вследствие вымывания или выпотевания отдельных компонентов, появление микродефектов и т.д.). Поэтому, предъявляя к материалу требования по величине переходного электросопротивления, исходят не только из необходимости предотвращения повышенного расхода электроэнергии на катодную защиту, но и из свойств изоляционного материала.

Адгезия (прилипаемость) изоляционного покрытия к металлу трубы определяется адгезионной прочностью соединения, которую измеряют при нормальном отрыве или касательном сдвиге в единицах силы на единицу площади, а также при отслаивании — в единицах силы на единицу ширины полосы отслаивания. Последний способ наиболее широко применяется в практике трубопроводного строительства.

Устойчивость покрытий к действию катодного тока должна предохранять покрытия от отслаивания вследствие действия электрохимической защиты трубопроводов.

Термостойкостью изоляционного покрытия трубопровода называют предельную температуру, при которой в течение всего срока службы трубопровода значения основных эксплуатационных характеристик покрытия не выходят за пределы допустимых.

Долговечностью покрытия называют предельное время эксплуатации при заданных условиях, в течение которого значения основных эксплуатационных характеристик изделия не выходят за пределы допустимых.

Ударная прочность изоляционного покрытия трубопровода характеризует его стойкость к внешним механическим ударам. Ударной прочностью изоляционного покрытия называют минимальную энергию удара, приводящую к потере сплошности покрытия.

Механические свойства покрытий нормируются в технических требованиях пределом прочности при разрыве и относительным удлинением [ 6].

6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕНИ ДОСТИЖЕНИЯ ЗАДАННОГО ЗНАЧЕНИЯ ПЕРЕХОДНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ

Анализ различных методов прогнозирования изменения защитных свойств изоляционных покрытий трубопроводов выявил три основные зависимости, описывающие изменение основного критерия оценки качества изоляции — переходного сопротивления труба-земля R п [ 8, 15, 19]:

Экспериментальные полигонные исследования и натурные определения изменения переходного сопротивления изоляции на действующих трубопроводах показали, что наибольшая точность и наименьшая погрешность расчетов по зависимости (3). Поэтому указанная зависимость рекомендуется для расчетов срока службы и остаточного ресурса изоляционных покрытий трубопроводов.

Определение времени достижения заданного значения переходного сопротивления изоляции производится при необходимости сравнения покрытий с разными или одинаковыми параметрами и выбора оптимального способа изоляции для конкретных условий строительства трубопровода на стадии проектирования. Анализ зависимости для прогнозирования изменения переходного сопротивления изоляционных покрытий показал, что, решая обратную задачу, можно определить время достижения заданного значения переходного сопротивления [ 20, 21 ].

где R п.н . . — — начальное значение переходного сопротивления, Ом м 2 ;

R к — конечное значение переходного сопротивления, Ом·м 2 , определяется по номограмме, представленной в приложении А [ 8 ];

τ — время эксплуатации трубопровода, лет;

а — постоянный коэффициент, рекомендуемое значение для битумных и полимерных ленточных покрытий а = 0,125 1/год [ 7, 8].

Согласно требованиям ГОСТ Р 51164-98 сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более чем в 3 раза через 10 лет и более чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации. Исходя из данных требований, постоянный коэффициент должен иметь значение а = 0,105 1/год. Поэтому для трубопроводов, построенных до 1999г. рекомендуется коэффициент а = 0,125 1/год, а для трубопроводов, построенных после 1999 года, по требованиям ГОСТ Р 51164-98 необходимо использовать коэффициент а = 0,105 1/год.

Зависимость ( 3) , преобразовав и прологарифмировав обе части, можно представить в виде

Подставив в выражение ( 4 ) значение заданного переходного сопротивления R п.з .. вместо R п. и сделав несложные преобразования, получим ориентировочную формулу определения времени достижения заданного значения переходного сопротивления труба-земля в период проектирования трубопровода:

За начальную величину переходного сопротивления Rn .н . следует принимать значения согласно таблицам 2 и 3 ГОСТ Р 51164-98 [ 1 ] для различных видов изоляционных покрытий.

Согласно приведенным рекомендациям [ 4, 8, 17, 18 ] за начальное переходное сопротивление для трубопроводов, построенных в период до 1998 года, может приниматься значение 10 4 Ом·м 2 — для битумных изоляционных покрытий и 10 5 Ом м 2 — для полимерных пленочных покрытий трубопроводов.

7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ТРУБОПРОВОДОВ

Срок службы изоляционных покрытий определяется временем достижения переходного сопротивления значения 10 3 Ом·м 2 , при котором скорость коррозии под покрытием возрастает до величины, находящейся на границе практически допустимой (согласно требованиям ГОСТ Р 51164-98 ). Подставив значение 10 3 вместо R п.з .. в формуле ( 5 ), получим зависимость для определения срока службы изоляции:

8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Для ведомств и организаций, эксплуатирующих трубопроводы, большой интерес представляет более точное определение срока службы изоляционных покрытий конкретных трубопроводов, находящихся в работе длительный период времени.

Для уменьшения погрешности вычисления срока службы изоляционных покрытий и прогнозирования изменения переходного сопротивления конкретного изолированного трубопровода, находящегося в работе длительное время, необходимо в формуле (3) пересчитать постоянный коэффициент а на основании данных измерений переходного сопротивления за время эксплуатации трубопровода [ 2 ].

Расчет ведется методом наименьших квадратов [ 9, 10 ]. Обозначим величину а через a 1 . Величина а1 определяется из условия, что сумма квадратов отклонений измеренных значений эксплуатируемого трубопровода от расчетных R п. , т.е. величина

принимала наименьшее значение:

Для решения данной задачи преобразуем формулу (8) к виду

где величины b и bi определены следующим образом:

Определение значения a 1 при котором достигается наименьшее значение функции S сводится к решению уравнения следующего вида [ 9, 10 ]:

Решение данного уравнения имеет вид:

Рассчитав искомое значение a 1 , можно с наименьшей погрешностью определить срок службы изоляционного покрытия конкретного трубопровода, основываясь на данных измерений переходного сопротивления за первые годы эксплуатации данного трубопровода.

Время достижения заданного значения переходного сопротивления следует определять по формуле

Определение срока службы изоляции следует производить по формуле


9 ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА

9.1 Пример расчета остаточного ресурса изоляционных покрытий эксплуатируемых трубопроводов

Определение остаточного срока службы изоляционного покрытия подземного трубопровода при наличии катодной поляризации после пяти лет эксплуатации.

— удельное электросопротивление грунта ргр = 12 Ом м;

— диаметр трубопровода D = 0,325 м .

Конечное переходное сопротивление составляет 30 Ом·м 2 (см. номограмму приложении А ).

Измеренные значения начального R п.н. и переходного сопротивления в период эксплуатации трубопровода по годам составляют:

Факторы, влияющие на процесс старения изоляции

Со временем под воздействием различных факторов материал изоляции начинает разрушаться. Любая искра или соприкосновение разнополярных проводников способны привести к короткому замыканию и пожару. Что влияет на состояние изолянта?

Сегодня производство не стоит на месте, регулярно совершенствуются технологии и материалы, используемые при производстве кабелей, поэтому современные модели безопаснее и более износостойкие, чем их аналоги предыдущих поколений. Однако до сих пор во многих домах сохраняется проводка, проложенная ещё при строительстве, поэтому важно разобраться в механизмах, влияющих на сохранение их работоспособности.

Основные причины старения изоляции

Частое перенапряжение, подача «пробного» избыточного напряжения влияют на оболочку изоляции. Со временем на ней могут появляться микротрещины, которые будут постоянно разрастаться, оголяя токопроводящую жилу.

Если в качестве изолянта использовалась пропитанная масляным раствором бумага, то под воздействием нетипичного для данного типа провода напряжения раствор будет менять свои физико-химические характеристики, что не даст обеспечивать должный уровень защиты сердцевины.

Воздействие электрическим током на изолянт не мгновенное, а накопительное, поэтому приобретённые недостатки сразу не обнаружатся.

При проходе электрического тока по жиле силовой кабель нагревается. И чем выше температура нагрева, тем быстрее происходят изменения в материале изоляции. Так, твёрдые материалы рассыхаются и становятся ломкими и хрупкими, а жидкие — конденсируются до состояния газа, прекращая обеспечивать необходимый уровень защиты провода.

— Посредством влияния влаги

Попадая извне или испаряясь при нагреве кабеля, влага усиливает негативное влияние теплового старения изоляции, а также увеличивает диэлектрические потери. И если на производстве есть возможность следить за уровнем влаги в изоляции, то при её использовании сделать это уже весьма проблематично, особенно если прокладка была внутри стены или под землёй.

Второстепенные причины старения изоляции

Механические повреждения и излишние нагрузки, попадание на силовой кабель химических веществ и кислот, влияние агрессивной внешней среды — всё это ускоряет выход проводки из строя, делая её дальнейшее использование опасным.

5.5. Тепловое старение внутренней изоляции

При рабочих температурах (60-130С) в диэлектрических материалах возникают или резко ускоряются химические реакции, которые приводят к постепенному изменению структуры и свойств материалов — к ухудшению свойств всей изоляции в целом. Эти процессы именуют тепловым старением.

Для твердых диэлектриков наиболее характерным является постепенное снижение механической прочности в процессе теплового старения. со временем это приводит к повреждению изоляции под действием механических нагрузок и затем уже к пробою.

В жидких диэлектриках в результате теплового старения образуются газообразные, жидкие и твердые продукты реакций. По мере накопления этих продуктов, загрязняющих изоляцию, проводимость и диэлектрические потери растут, а электрическая прочность снижается.

В комбинированной внутренней изоляции, содержащей жидкие и твердые материалы, тепловое старение влечет за собой как снижение механической прочности соответствующих элементов, так и ухудшение электрических характеристик всей изоляции.

Темпы теплового старения внутренней изоляции определяются скоростями химических реакций, зависящими от температуры в соответствии с уравнением Аррениуса

где v — скорость химической реакции.

Срок службы изоляции при тепловом старении обратно пропорционален скорости химических реакций. При разных температурах и отношения сроков службы изоляции

где Т — повышение температуры, вызывающее сокращение срока службы изоляции при тепловом старении в 2 раза.

Значение Т для разных видов внутренней изоляции лежит в пределах от 8 до 12С и в среднем составляет 10С.

5.6. Старение изоляции при механических нагрузках

Под действием механических нагрузок в материалах происходят медленные процессы старения, имеющие место даже тогда, когда нагрузки значительно меньше разрушающих, а деформации носят упругий характер. В этом случае в напряженном материале возникает упорядоченное движение локальных дефектов (на молекулярном уровне) и за счет этого образуются и постепенно увеличиваются в размерах микротрещины. Когда количество и размеры микротрещин достигают некоторых критических значений, наступает разрушение.

Процесс старения в твердой изоляции при одновременном воздействии механических нагрузок и сильных электрических полей может значительно ускоряться из-за того, что в образующихся в изоляции микротрещинах возникают ЧР, которые повышают темпы разрушения изоляции.

5.7. Увлажнение как форма старения изоляции

Влага проникает во внутреннюю изоляцию главным образом из окружающего воздуха. В некоторых случаях она может образовываться в самой изоляции в результате термоокислительных процессов. В аварийных ситуациях влага может попадать в изоляцию из системы охлаждения и других устройств.

Появление влаги в изоляции приводит к резкому снижению сопротивления утечки, т.к. во влаге содержатся диссоциированные примеси. Растут диэлектрические потери. Снижается напряжение теплового пробоя. Происходит дополнительный нагрев изоляции, что влечет за собой ускорение темпов теплового старения.

При неравномерном увлажнении искажается электрическое поле в изоляции и снижается пробивное напряжение изоляции.

Влага может быть удалена из изоляции путем сушки. Изоляция некоторых видов оборудования (кабелей, вводов) сушке не поддается. В таких случаях увлажнение может рассматриваться как особая форма необратимого старения изоляции.

Периодичность (сроки) замеров сопротивления изоляции и испытаний в электроустановках.

Как часто надо проводить замеры сопротивления?

В небольших организациях, которых в настоящее время подавляющее большинство, в этом вопросе ориентируются на прил. 3 ПТЭЭП, где в п. 2.12.17. имеется недвусмысленное указание: периодичность измерения сопротивления изоляции — не реже одного раза в три года, и на ГОСТ Р 50571.16-99 (МЭК 60364-6-61-86), прил. F. ГОСТ регламентирует периодичность замеров сопротивления изоляции также — один раз в три года, и в состав технического отчета помимо протокола замеров сопротивления изоляции должны включаться также протоколы проверки непрерывности защитных проводников, измерения полного сопротивления цепи «фаза-нуль» и проверка исправности УЗО.

Помещения без повышенной опасности (согласно ПТЭЭП приложение 3.1 1 раз в 3 года);
Помещения с повышенной опасностью (согласно ПТЭЭП приложение 3.1 1 раз в год)
Краны (согласно ПТЭЭП приложение 3.1 1 раз в год)
Электрифицированный инструмент (согласно ПТЭЭП приложение 3 1 раз в год)
Устройства молниезащиты (согласно ПТЭЭП гл. 2.8, инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений РД 34.21.122-87 1 раз в год перед грозовым периодом)
Розничные сети (согласно ПОТ РМ 011-2000, п. 5.6 1 раз в год в помещениях без повышенной опасности и 1 раз в 6 месяцев в помещениях с повышенной опасностью).
Помещения общественного питания (согласно ПОТ РМ 014-2000, п. 8.5.18 1 раз в год в помещениях без повышенной опасности и 1 раз в 6 месяцев в помещениях с повышенной опасностью).
АЗС (согласно РД 153-39.2-080-01 1 раз в год);
Медицинские учреждения (согласно ГОСТ Р 50571.28-2007, МЭК 60364-7-710:2001 1 раз в год);

Наша электролаборатория выполняет полный комплекс электроизмерительных работ.

Относительный износ изоляции обмоток и основные критерии при выборе мощности трансформаторов

При постоянной температуре с течением времени механическая прочность изоляции снижается. Она измеряется числом перегибов, выдерживаемых изоляцией при испытании. При неизменной температуре трансформатора прочность изоляции уменьшается достаточно равномерно до значения, равного примерно 20 % от начальной прочности. После этого она снижается очень медленно (рис. 12.1).

Изоляция, обладающая механической прочностью равной 20 % от ее первоначального значения, считается практически изношенной.

Рис. 12.1. График износа изоляции

Опытным путем установлено, что срок службы полного равномерного износа изоляции Т определяется формулой

где А — постоянная, определяемая видом изоляции;

а — коэффициент, характеризующий интенсивность старения изоляции.

Стандартом рекомендуется определять срок службы трансформатора по шестиградусному правилу старения изоляции. Согласно этому правилу при изменении температуры на 6 °С срок службы ее изменяется вдвое (сокращается при увеличении температуры, увеличивается при ее уменьшении), что позволяет определить численное значение коэффициента а в формуле (12.2). Отношение сроков службы трансформатора при температурах 9ННТ и 0ннт+6, отличающихся на 6 °С,

Взяв натуральный логарифм от последнего выражения с учетом, что In2 = 0,69, имеем а-6 = 0,69. Откуда а = 0,115.

Исходя из выражения (12.2) и считая процесс старения изоляции равномерным, можно ее износ за время t при температуре 0ННТ оценить в долях единицы следующим образом:

Согласно стандарту номинальный срок службы трансформатора

Следовательно, степень износа за время t при номинальном сроке службы трансформатора равняется

Тогда отношение действительной степени старения к нормальной будут представлять собой величину относительной степени старения изоляции или относительный износ изоляции

Величина относительного износа показывает, во сколько раз действительное старение изоляции при данной температуре больше или меньше старения изоляции при номинальной температуре обмотки, установленной стандартом (рис. 12.2).

Рис. 12.2. Зависимость относительного износа изоляции от температуры

Как видно из рис. 12.2, относительный износ изоляции имеет резко нелинейную зависимость от температуры ННТО. Износ изоляции обмоток происходит в основном при нагрузках трансформатора, превышающих его номинальный ток. Именно эти режимы нагрузки должны быть учтены при определении мощности трансформатора в первую очередь. Износ изоляции трансформатора при температуре ниже 60 °С не учитывается, так как он ничтожно мал. Мощность трансформатора должна быть выбрана так, чтобы относительный износ изоляции за весь срок службы был не больше 1 и по возможности близким к ней. Соблюдение этого условия необходимо, но недостаточно. При выборе мощности трансформатора должно быть соблюдено и второе условие, состоящее в том, что наибольшая температура масла в верхних слоях и температура ННТО в течение суточного процесса нагрева не должна превышать максимально допустимое по стандарту значение — соответственно 95 °С для масла и 140 °С для обмотки.

Температура обмоток в условиях эксплуатации не является постоянной, а непрерывно изменяется. Каждому значению наиболее нагретой точки обмотки соответствуют строго определенные значения х- Поэтому величину х можно рассматривать как интенсивность (скорость) относительного износа изоляции.

Если температура обмотки изменяется во времени, как показано на рис. 12.3, то, разбив каждый участок кривой на более мелкие части, соответствующие небольшим приращениям времени Atk, можно кривую заменить ступенчатым графиком с постоянным значением температуры на каждой ступени и для каждого постоянного значения температуры по формуле (12.5) найти соответствующее значение относительного износа изоляции.

Рис. 12.3. График изменения температуры

Если суточный график изменения температуры в наиболее нагретой точке разбит на N элементов, то среднюю скорость износа изоляции за сутки можно определить по формуле

Значение хс показывает, во сколько раз уменьшается срок службы трансформатора, если в течение всего времени будет сохраняться этот режим работы. Отметим, что шестиградусное правило характеризует очень быстрое увеличение относительного износа при повышении температуры обмотки относительно 98 °С. Если в течение года непрерывной работы трансформатора относительный износ оказался равным двум, то это означает, что время, «отжитое» изоляцией в течение года, равно 2 годам. При дальнейшей работе трансформатора в таком режиме срок службы его составит не 25, а 12,5 лет. Рассчитать срок службы трансформатора или износ изоляции его при заданной нагрузке можно только при известной его номинальной мощности. Поэтому при выборе мощности трансформатора по старению изоляции необходимо предварительно задаться его номинальной мощностью.

Влияние температуры на срок службы изоляции электродвигателей

Применяемые при изготовлении электрических машин материалы имеют определенную нагревостойкость, поэтому для любых режимов работы температура их частей не должна превышать некоторого предельно допустимого значения.

Нагрев электрической машины обычно лимитируется допустимой температурой изоляционных материалов, которая в свою очередь устанавливается исходя из необходимого срока службы изоляции — примерно 10 лет. В электромашиностроении применяются несколько классов изоляции, каждый из которых имеет определенную допустимую температуру нагрева ( табл. 1.2).

Хлопчатобумажные ткани, пряжа, бумага, целлюлоза, шелк

Слюда, асбест, стекловолокно, связующие органические

Компоненты те же, что и для класса B, связующие синтетические

Компоненты те же, что и для класса B, связующие кремнийорганические

Слюда, керамика, кварц, связующие неорганические

Небольшое превышение допустимой температуры, вообще говоря, не означает, что двигатель «сгорит», однако при этом происходит интенсивное старение изоляции обмоток и резкое сокращение срока эксплуатации машины, обусловленное потерей диэлектрической прочности изоляции.

Температура изоляции обмоток определяется не только уровнем внутренних тепловыделений, но и температурой окружающей среды. Принято указывать уровень допустимых тепловых потерь в электрической машине в расчете на температуру окружающей среды, равную 40° С, поэтому чаще оказывается удобным оперировать превышением температуры по отношению к температуре среды.

Под допустимым тепловым режимом следует понимать такой режим, при котором срок службы изоляции будет не меньше заданного. В процессе эксплуатации двигателя идет непрерывный износ изоляции, связанный с ее нагреванием, и темп этого процесса определяется характером температурного режима.

В тех случаях, когда двигатель работает при неизменной температуре изоляции, оценить скорость процесса старения изоляции или срок службы сравнительно не сложно. Известны зависимости, связывающие срок службы изоляции данного класса — время, в течение которого сохраняются заданные диэлектрические свойства, с определенным постоянным уровнем температуры в течение срока службы. На рис. 1.1 приведены графики этих зависимостей для некоторых классов изоляции.

Чаще всего зависимость срока службы от температуры Т(Q) аппроксимируется экспонентами вида

где R — постоянный коэффициент;

g(Q) — функция , определяемая классом изоляции.

Нетрудно запомнить простое эмпирическое правило, гласящее, что срок службы изоляции уменьшается вдвое при увеличении рабочей температуры на 8 — 10 °С.

В большинстве практических случаев режимы работы электродвигателей таковы, что температура изоляции в процессе работы не остается постоянной и для оценки срока службы изоляции нельзя воспользоваться графиками рис. 1.1.

Рис. 1.1. Зависимости срока службы изоляции от температуры:

а) логарифмический масштаб; б) натуральный масштаб (фрагмент)

Средняя скорость старения изоляции является удобным показателем, достаточно точно характеризующим температурный режим.

Каждый электрик должен знать:  Свехпроводники и криопроводники
Добавить комментарий
Классы МПК: G01R31/12 испытание диэлектрика на электрическую прочность или пробивное напряжение
Автор(ы): Серебряков Александр Сергеевич (RU) , Семенов Дмитрий Александрович (RU)
Патентообладатель(и): Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Нижегородский государственный инженерно-экономический институт (НГИЭИ) (RU)
Приоритеты: