Wilgotność izolacji transformatorów: statystyka i badania
- Szczegóły
Wraz z postępującym wiekiem transformatorów mocy coraz ważniejsza staje się regularna kontrola ich stanu eksploatacyjnego. Analiza gazów rozpuszczonych (DGA) jest sprawdzoną i sensowną metodą, tak że w przypadku stwierdzenia zwiększonych proporcji H2 i gazów węglowodorowych w oleju, usterka musi być zlokalizowana jak najszybciej.
Aby ustalić przyczynę wysokich poziomów gazów, należy przeprowadzić dalsze badania. Innowacyjne metody pomiarowe tj. pomiar Dodatkowe straty zależne od częstotliwości (ang. Frequency Response of Stray Losses - FRSL), pomiar odpowiedzi częstotliwościowej (ang. Frequency Response Analysis - FRA), pomiar współczynnika pojemności i rozproszenia DF przy różnych częstotliwościach, analiza odpowiedzi dielektrycznej za pomocą prądu polaryzacji / depolaryzacji (PDC) i spektroskopii odpowiedzi częstotliwościowej (FDS) oraz pomiar wyładowań niezupełnych (WNZ) za pomocą nowoczesnych synchronicznych systemów wielokanałowych i wieloczęstotliwościowych, umożliwiają bardziej szczegółowe pomiary diagnostyczne na transformatorach.
Obecność wody w izolatorach olejowo-papierowych idzie w parze ze starzeniem się transformatorów: zmniejsza się wytrzymałość dielektryka, przyspiesza rozkład celulozy i powoduje emisję pęcherzyków powietrza w wysokich temperaturach.
Najnowocześniejsze pomiary wilgotności to wykresy równowagi, na których próbuje się uzyskać wilgoć w izolacji stałej (papier, preszpan) z wilgoci zawartej w oleju. Metoda ta zawodzi z kilku powodów.
Dielektryczne metody diagnostyczne
W ciągu ostatniej dekady szeroko dyskutowano i sporadycznie stosowano dielektryczne metody diagnostyczne do oceny zawartości wody w izolacji. Wielowarstwowa izolacja zwykłych transformatorów mocy składa się z oleju i papieru, a więc wykazuje efekty polaryzacji i przewodności.
Przeczytaj także: Poradnik: walka z wilgocią w mieszkaniu
Dielektryczne metody diagnostyczne działają w zakresie zdominowanym przez polaryzację międzyfazową na granicy celulozy i oleju, przewodnictwo celulozy i przewodnictwo oleju. Silny wpływ ma również temperatura i konstrukcja izolacji.
W [2] przeanalizowano porównanie powyższych metod. Metody FDS i PDC dają dość wiarygodne wyniki, a także odzwierciedlają wpływ temperatury i geometrii za pomocą tzw. modelu X-Y. Wyniki pomiarów PDC mogą być przekształcone z dziedziny czasu w dziedzinę częstotliwości.
Chociaż wyniki metod PDC i FDS są porównywalne i mogą być przekształcone z dziedziny czasu w dziedzinę częstotliwości i odwrotnie, obie metody mają zalety i wady. Jeżeli metoda FDS jest stosowana w zakresie częstotliwości do 100 µHz, to do wykonania jednego pomiaru, np. stanu izolacji pomiędzy uzwojeniem górnego (GN) i dolnego napięcia (DN), potrzeba jest, aż do dwunastu godzin. Jeśli mierzone są również inne uzwojenia, np. pomiędzy uzwojeniem GN, a kadzią lub pomiędzy uzwojeniem DN, a trójnym (TR), potrzeba jeszcze więcej czasu. Pomiar metodą PDC wymaga znacznie mniej czasu, ale jest ograniczony do częstotliwości do około 1 Hz. Nowe podejście łączy obie metody [3].
Pomiar FDS jest zastępowany metodą PDC w zakresie niskich częstotliwości, a wyniki są przekształcane na dziedzinę częstotliwości, podczas gdy FDS jest stosowany dla wyższych częstotliwości, co może być wykonane dość szybko. Dwa kanały wejściowe do jednoczesnego pomiaru dwóch przerw izolacyjnych sprawiają, że jest on jeszcze szybszy.
Studium przypadku
Transformator został wyprodukowany w 1967 roku, o mocy znamionowej 133 MVA i napięciu 230 / 115 / 48kV. Przerwy izolacyjne pomiędzy uzwojeniami GN do DN, DN do TR i do kadzi zostały zmierzone oddzielnie.
Przeczytaj także: Wakacje w Bodrum
Wyższa zawartość wilgoci w izolacji uzwojenia TR odpowiadała warunkom pracy transformatora: uzwojenie TR nie było używane. Celuloza w niższych temperaturach magazynuje więcej wody w transformatorze niż cieplejsza celuloza. Dzięki temu metody dielektryczne pozwalają na elementarne zlokalizowanie zawilgoconych obszarów w izolacji.
W przeciwieństwie do tego, zawartość wilgoci w celulozie pochodzącej z próbek oleju daje wartość średnią. Wynik uzyskany na podstawie względnego nasycenia w oleju za pomocą zaawansowanego wykresu równowagi dobrze pokrywa się z analizą dielektryczną. Jednakże, konwencjonalna metoda wyprowadzania wilgoci w celulozie z wilgoci wagowej w oleju (ppm) daje zbyt wysoki wynik.
Starzenie się oleju i papieru uniemożliwia w większości przypadków zastosowanie wykresów równowagi pochodzących ze źródeł literaturowych. Transformator był suszony w systemie suszenia online przez około półtora roku. Po wysuszeniu pomiary zostały powtórzone. Rysunek 1 przedstawia zawartość wody w izolacji stałej przed i po suszeniu.
Wilgotność izolacji GN do DN została zmniejszona z 2,6% do 1,6%, a wilgotność izolacji DN do TR z 4,3% do 1,5%. Wilgoć w izolacji od TR do kadzi była nadal dość wysoka i wynosiła 3,3%.
Nowoczesne testery mają możliwość stosowania zmiennej częstotliwości sygnału probierczego, a pomiary mogą być wykonywane przy częstotliwościach różniących się od częstotliwości 50 Hz i jej harmonicznych. W istniejących standardach limity podane są tylko dla częstotliwości podstawowej 50 Hz.
Przeczytaj także: Poradnik pomiaru wilgotności
Pomiar współczynnika rozpraszania DF przy innych częstotliwościach powinien być również uwzględniony w normach. Wyniki pomiarów przy niskich częstotliwościach (np. 15 Hz) pozwalają na bardzo czułą ocenę wilgotności, a pomiary przy wysokich częstotliwościach (np. 400 Hz) pozwalają na bardzo czułe wykrycie problemów z z połączeniem uzwojeń lub na połączeniach warstwowych.
Możliwe jest również wykrycie częściowych, wysoce opornych uszkodzeń pomiędzy warstwami uzwojeń. Rysunek 2 przedstawia orientacyjne wartości graniczne dla nowych i postarzanych tulei przy różnych częstotliwościach [1,4]. Wszystkie testy zostały przeprowadzone przy napięciu testowym 2 kV.
Orientacyjne granice na (tabela 1) zostały wyodrębnione z ponad 2000 różnych pomiarów.
Pomiar wyładowań niezupełnych (WNZ)
Pomiar wyładowań niezupełnych (WNZ) jest narzędziem do kontroli jakości aparatury wysokiego napięcia, akceptowanym na całym świecie. Poza ekranowanymi laboratoriami sygnały WNZ są bardzo często nakładane przez impulsy szumów/zakłóceń, co utrudnia analizę danych WNZ zarówno ekspertom, jak i specjalistom.
Nowy obszar metod oceny został opracowany przez potrzebę w pełni zsynchronizowanej, wielokanałowej akwizycji WNZ, w celu uzyskania bardziej wiarygodnych wyników pomiarów w połączeniu ze skutecznym tłumieniem zakłóceń. Przegląd techniczny systemu znajduje się w [5]. Dzięki możliwości wykonywania synchronicznych wielokanałowych pomiarów WNZ, wprowadzono 3-fazowy 3PARD (ang.
Rysunek 2 przedstawia pomiar WNZ, w którym cztery kanały pomiarowe połączone są jednocześnie z trzema izolatorami przepustowymi strony GN i punktem gwiazdowym. Pomiar wyładowań niezupełnych (WNZ) jest sprawdzonym narzędziem do kontroli jakości aparatury wysokiego napięcia w fabryce i na miejscu.
Różne techniki pomiarowe WNZ wykorzystują różne właściwości fizyczne zjawiska powstawania WNZ, np. prądy wyładowań elektrycznych (zgodnie z IEC 60270), tworzenie się gazów (DGA - analiza gazów rozpuszczonych), impulsy elektromagnetyczne (pomiar UHF) lub promieniowanie akustyczne (kilkadziesiąt kHz). Poza ekranowanymi laboratoriami sygnały WNZ są bardzo często nakładane przez impulsy akustyczne, co utrudnia analizę danych WNZ zarówno specjalistom, jak i ekspertom z dziedziny oprogramowania.
Dlatego też obsługa zakłóceń jest jednym z głównych zadań przy pomiarze WNZ. Pomiary WNZ są często przeprowadzane w warunkach hałasu. Na sygnał WNZ nakładają się stochastyczne impulsy szumu lub nawet wiele źródeł PD, co prowadzi do skomplikowanego, niełatwego do analizy, fazowo zależnego sygnału WNZ.
3-Centryczno-Częstotliwościowo-Relacyjny-Diagram (3CFRD) jako dodatkowe narzędzie do analizy danych WNZ w czasie rzeczywistym i separacji zakłóceń na obiektach testowych z wykorzystaniem źródła jednofazowego [6]. Synchroniczne uwzględnienie trzech różnych części częstotliwości widma WNZ pojedynczego impulsu dostarcza informacji o jego amplitudzie i wskazuje na jego możliwe położenie WNZ ze względu na propagację i tłumienie sygnału WNZ.
Metoda 3CFRD wymaga trzech różnych filtrów pasmowo-przepustowych, które mierzą każde zdarzenie WNZ jednocześnie na zdefiniowanych częstotliwościach środkowych. Odpowiedni dobór tych trzech pozycji „band-passów” w dziedzinie częstotliwości jest kluczem do uzyskania optymalnych korzyści z tej metody.
Te trzy filtry muszą być tak ustawione, aby różnice spektralne impulsów WNZ i innych impulsów były maksymalne. Rysunek 4 przedstawia widma trzech impulsów PD i trzech filtrów oznaczonych jako niebieskie paski. Wartości ładunków dla sygnałów z rysunku 4 są naniesione na wykresie gwiazdowym.
Długości wektorów reprezentują zmierzony ładunek, a osie wskazują odpowiedni filtr. Poprzez geometryczne dodanie odpowiedzi WNZ, jedna pojedyncza kropka stanowi końcową reprezentację początkowego tripletu. Pierwszym przykładem jest pomiar 3CFRD na izolatorze przepustowym wysokiego napięcia. Nakładanie się różnych wzorców nie pozwala na szczegółową analizę. Drugim przykładem filtrowania 3CFRD jest pomiar na transformatorze epoksydowym typu suchego.
Rysunek 7 przedstawia zarejestrowany wykres PRPD przy około 40 kV. Analizę z sygnału (Rys.7) z opcją filtracji 3CFRD pokazano na rysunku 8. Wymierny bezpośredni sygnał olejowy na pozycji czujnika zależy od intensywności zdarzenia PD oraz od tłumienia na drodze propagacji.
Dlatego też tłumienie za pomocą rdzenia, uzwojenia, płytki transformatora, ekranowania strumienia itd. powinno być jak najmniejsze. Z tego powodu podczas procedury pomiarowej niezbędne jest poszukiwanie takich pozycji czujników, które zapewnią dobrą jakość sygnału.
Różne algorytmy mogą być wykorzystane do wykonania lokalizacji WNZ w oparciu o np. pomiar czasu. Informacje wejściowe wykorzystywane przez algorytmy to czas przybycia sygnałów propagujących się na bezpośredniej fali na wielu czujnikach.
Dokładny czas przybycia musi być określony poprzez ocenę mierzonego sygnału. Kryterium punktu wyjścia można znaleźć np. poprzez badanie sygnałów energetycznych lub kryteriów progowych. Względne czasy przybycia na różne pozycje czujników prowadzą do różnic czasowych (Δt1, Δt2).
Opóźnienia te są jedynymi dostępnymi danymi w pomiarach akustycznych, gdy akwizycja danych jest wyzwalana przez sygnał akustyczny z jednego z czujników. Jeżeli dostępne jest opóźnienie czasowe pomiędzy wystąpieniem WNZ, a pojawieniem się związanej z nim fali akustycznej, do lokalizacji można wykorzystać bezwzględne czasy propagacji (t1, t2) od źródła do czujnika (rys. 12).
Dokładny czas emisji sygnału WNZ może być oszacowany np. poprzez elektryczny pomiar WNZ zgodnie z IEC 60270 lub pomiar w zakresie ultra wysokiej częstotliwości (UHF). W tym drugim przypadku można wykorzystać czujniki w wizjerach transformatora do pomiaru fali elektromagnetycznej o wysokiej częstotliwości, która jest emitowana podczas WNZ.
Odległość pomiędzy czujnikiem, a źródłem WNZ obliczana jest na podstawie dostępnych bezwzględnych lub względnych czasów propagacji oraz przybliżonej średniej prędkości propagacji. Przy ustalonych odległościach i położeniu czujnika można w kilku krokach dokonać geometrycznej lokalizacji źródła WNZ (rys.12).
Monitoring on-line WNZ oraz tgδ w izolatorach przepustowych wysokiego napięcia
Niektóre komercyjne systemy wykorzystują sumę prądów przechodzących przez C1 izolatorów przepustowych wszystkich faz do wykrywania wszelkich nienormalnych zmian pojemności C1 i strat dielektrycznych. Napięcia trzech faz mogą być bardzo niesymetryczne (Rysunek 13). Uniemożliwia to wykorzystanie tej metody do czułego monitorowania pojemności i strat w izolatorach przepustowych.
Dla precyzyjnego pomiaru pojemności i tgδ potrzebna jest wiarygodny sygnał referencyjny. W laboratoriach wysokiego napięcia sprawdzono, że kondensatory gazowe pod ciśnieniem dają stabilne i precyzyjne wyniki. W literaturze jako odniesienie wymienia się kondensatory powietrzne pomiędzy elektrodą głowicy izolatora, a elektrodami pomocniczymi. Kondensatory te mają wartości rzędu kilku pF.
Tak, więc mierzone sygnały są bardzo małe w porównaniu z odbieranymi zakłóceniami elektromagnetycznymi. Lepszym wyborem jest zastosowanie transformatorów napięciowych lub izolatorów przepustowych na innych transformatorach, które są bezpośrednio podłączone do tej samej fazy (Rysunek 14).
Intensywność WNZ zmierzona za pomocą MONTRANO (Rysunek 17) wykazała dobrą korelację z pomiarem WNZ , który powtórzono za pomocą MPD 600 (Rysunek 18). Usterka mogła być zlokalizowana przy akustycznym układzie, PDL 600 (Rys.19, 20), na końcu izolatora przepustowego 1V i 1W (Rys.
Izolatory przepustowe zostały usunięte, a uszkodzenia na przewodach pomiędzy uzwojeniami - izolatorem są widoczne rysunku 21. Dodatkową ciekawostką w MONTRANO jest monitorowanie przejściowych przepięć na izolatorach.
Pojemność C1 ma bardzo małą indukcyjność i jest idealna do pomiaru szybkich sygnałów przejściowych. Przepięcia przejściowe mogą uszkodzić izolatory lub uzwojenia transformatora, a także dostarczyć ważnych informacji o innych właściwościach otaczającej sieci. Rysunek 22 przedstawia samoczynne zamykanie się jednej fazy.
Twoje przedsiębiorstwo to złożony mechanizm, a transformator jest jego kluczowym elementem - sercem infrastruktury energetycznej. Awaria tego urządzenia nie tylko zatrzymuje produkcję, ale może przynieść olbrzymie straty finansowe i reputacyjne.
Regularna diagnostyka i remont transformatorów to nie tylko zapobieganie takim sytuacjom, ale także inwestycja, która przynosi wymierne korzyści operacyjne i finansowe.
Regularne serwisowanie może wydłużyć żywotność urządzenia nawet o 15 lat, co czyni je bardziej opłacalnym niż wymiana na nowy sprzęt. To klucz do bezpieczeństwa operacyjnego i stabilności energetycznej.
Koszt regularnej diagnostyki i remontu transformatora to zaledwie ułamek kosztów pełnej wymiany urządzenia? Średni koszt kompleksowego remontu to około 10-15% ceny nowego transformatora.
Co więcej, zgodnie z badaniami przeprowadzonymi przez EPRI (Electric Power Research Institute), odpowiednia konserwacja może obniżyć całkowite koszty operacyjne nawet o 25%.
Regularne analizy oleju zmniejszają ryzyko poważnych awarii nawet o 40%.
Zanieczyszczenia oleju, takie jak wilgoć, produkty starzenia czy gazy powstałe w wyniku przegrzewania, mogą znacząco obniżyć skuteczność izolacji i chłodzenia transformatora. Długotrwałe ignorowanie tych problemów prowadzi do nieodwracalnych uszkodzeń komponentów wewnętrznych, takich jak uzwojenia czy rdzeń transformatora.
Diagnostyka na start: analiza próbek
Każdy remont transformatora zaczynamy od dogłębnej diagnostyki - jest to fundament wszelkich dalszych działań serwisowych. Diagnostyka pozwala zrozumieć faktyczny stan techniczny urządzenia i wcześnie wykryć problemy, zanim przerodzą się w kosztowne awarie.
Jednym z najważniejszych elementów tej procedury jest pobieranie próbek oleju transformatorowego i ich szczegółowa analiza.
Dlaczego olej jest tak istotny? Pełni on kluczową rolę w izolacji i chłodzeniu transformatora, a jednocześnie działa jak „system wczesnego ostrzegania”.
Proces diagnostyki zaczyna się od pobrania próbki oleju z transformatora w warunkach kontrolowanych. Następnie próbka trafia do laboratorium, gdzie jest poddawana zaawansowanym badaniom. Analiza obejmuje:
- Wykrywanie gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) - badanie pozwala zidentyfikować, które reakcje chemiczne zachodzą wewnątrz transformatora.
- Badanie zawartości wilgoci - wilgoć w oleju zmniejsza skuteczność izolacji i może prowadzić do korozji elementów metalowych.
- Analizę właściwości fizykochemicznych - sprawdzamy m.in. lepkość, napięcie powierzchniowe oraz kwasowość oleju.
tags: #wilgotność #izolacji #transformatorów #statystyka #badania
