Urządzenia dla Energetyki nr 2/2019

ISSN 1732-0216 INDEKS 220272

Nr 2/2019 (117)

w tym cena 16 zł ( 8% VAT )

Wytrzymały przyrząd przenośny do prowadzenia inspekcji termograficznych z funkcją oznaczania zasobów w systemie Fluke Connect™

| www.urzadzeniadlaenergetyki.pl | • Właściwości wysokonapięciowe, procesy starzeniowe i markery stanów awaryjnych w cieczach izolacyjnych • Wybrane aspekty prób odbiorczych transformatorowych przesuwników fazowych – studium przypadku • Badanie odpowiedzi częstotliwościowej (FRA) transformatorów • • Ocena stanu transformatorów żywicznych za pomocą diagnostyki wyładowań niezupełnych przy użyciu mobilnego źródła napięcia testowego •

X KONFERENCJA NAUKOWO-TECHNICZNA „TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019”

We właściwym miejscu.

O właściwym czasie.

Z właściwym przyrządem.

8-10 maja 2019 r. Ustka – Hotel Grand Lubicz

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019 (117)

Im większy problem, tym szybciej trzeba go rozwiązać. Nowa kieszonkowa kamera termowizyjna Fluke to podstawowy przyrząd do wyszukiwania i usuwania awarii, dzięki któremu możliwość prowadzenia inspekcji termograficznych jest zawsze na wyciągnięcie ręki. Działaj prewencyjnie, a nie po fakcie.

Odwiedź stronę www.fluke.pl/PTi120 Obrazy w podczerwieni zostały zamieszczone wyłącznie w celach poglądowych i mogły nie zostać wykonane za pomocą przedstawionych modeli.

©2019 Fluke Corporation.

3/2019 6011979a-pl

ORGANIZATORZY

PARTNER KONFERENCJI

PATRONAT

117

Specjalistyczny magazyn branżowy

ENERGIA ZAWSZE POD KONTROLĄ

Produkty

Rozdzielnice i szynoprzewody WN

Rozdzielnice SN w izolacji powietrznej

Rozdzielnice nN

Urządzenia prądu stałego

Szynoprzewody nN

Stacje kontenerowe

AUTOMATYKA ZABEZPIECZENIOWA I STACYJNA

Rozdzielnice SN w izolacji SF

Innowacyjne rozwiązania.

Gwarancja pewności i bezpieczeństwa, potwierdzona doświadczeniem.

Szynoprzewody SN

Inne urządzenia dla elektroenergetyki

ELEKTROBUDOWA jest uznanym producentem i dostawcą urządzeń elektroenergetycznych, w tym głównie rozdzielnic i szynoprzewodów WN, SN i nN, urządzeń prądu stałego i stacji kontenerowych dla sektora elektroenergetycznego (wytwarzanie, przesył i dystrybucja energii elektrycznej), szeroko rozumianego sektora przemysłowego (m.in. paliwowego, chemicznego, węglowego, metalurgicznego, papierniczego, mineralnego, itd.) oraz trakcji miejskiej i kolejowej.

ELEKTROBUDOWA SA

ul. Porcelanowa 12, 40-246 Katowice tel. 32 25 90 100 www.elektrobudowa.pl

ZEG-ENERGETYKA Sp. z o.o. 43-200 Pszczyna, ul Zielona 27 tel: +48 32 775 07 80 fax: +48 32 775 07 83 biuro@zeg-energetyka.pl www.zeg-energetyka.pl

OFERTA DLA ROZDZIAŁU ENERGII NISKIEGO NAPIĘCIA

ZAKRES : • Bezpieczniki cylindryczne, Modulostar® • Bezpieczniki NH, D0 • Multivert®, Multibloc® • Rozłączniki bezpiecznikowe Linocur® • Ograniczniki przepięć • Rozłączniki izolacyjne • Bloki rozdzielcze FSPDB

E P. M E R S E N .CO M

OD REDAKCJI

Spis treści n TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Właściwości wysokonapięciowe, procesy starzeniowe

Wydawca Dom Wydawniczy LIDAAN Sp. z o.o.

Adres redakcji 00-241 Warszawa, ul. Długa 44/50 lok. 109 tel./fax: 22 760 31 65 e-mail: redakcja@lidaan.com www.lidaan.com

i markery stanów awaryjnych w cieczach izolacyjnych............................5

Prezes Zarządu Andrzej Kołodziejczyk, tel. kom.: 502 548 476, e-mail: andrzej@lidaan.com

Wybrane aspekty prób odbiorczych transformatorowych

Dyrektor ds. reklamy i marketingu Dariusz Rjatin, tel. kom.: 600 898 082, e-mail: darek@lidaan.com

przesuwników fazowych – studium przypadku......................................... 14 Postępy w monitorowaniu wyładowań niezupełnych w izolacji transformatorów energetycznych....................................................................... 23 Wykorzystanie światłowodowego pomiaru temperatury do oceny stanu technicznego transformatora ........................................... 29 ETOS® — pierwszy otwarty standard digitalizacji transformatorów mocy ............................................................................................. 34 Weidmann - innowacje w inteligentnej izolacji ......................................... 36

Zespół redakcyjny i współpracownicy Redaktor naczelny: Andrzej Kołodziejczyk, tel. kom.: 502 548 476, e-mail: andrzej@lidaan.com Dr inż. Andrzej Maciej Maciejewski, tel. kom.: 601 991 000, e-mail: andrzej.maciejewski3@neostrada.pl Sekretarz redakcji: Agata Marcinkiewicz tel. kom.: 505 135 181, e-mail: agata.marcinkiewicz@gmail.com Prof. dr hab. inż. Wojciech Żurowski, doc. dr Valentin Dimov (Bułgaria), Inż. Armand Kehiaian (Francja), prof. dr hab. inż. Andrzej Krawczyk, prof. dr hab. inż. Krzysztof Krawczyk, dr inż. Jerzy Mukosiej, prof. dr hab. inż. Andrew Nafalski (Australia), prof. dr hab. inż. Andrzej Rusek, prof. dr inż. Wiesław Seruga, prof. dr hab. Jacek Sosnowski, prof. dr hab. inż. Czesław Waszkiewicz, prof. dr hab. inż. Jerzy Ziółko, mgr Anna Bielska

Papier izolacyjny wzmocniony aramidem – właściwości

Redaktor ds. wydawniczych: Dr hab. inż. Gabriel Borowski

i zastosowania ................................................................................................................. 45

Redaktor Techniczny: Robert Lipski, info@studio2000.pl

„Indeks zdrowia” transformatorów energetycznych na podstawie

Fotoreporter: Zbigniew Biel

zaawansowanej diagnostyki oleju ..................................................................... 53

Opracowanie graficzne: www.studio2000.pl

Weryfikacja pomiarowa poprawności doboru punktów montażu optycznych czujników temperatury............................................ 58 Wykonania specjalne transformatorów i dławików żywicznych .............................................................................................. 63 Ocena stanu transformatorów żywicznych za pomocą diagnostyki wyładowań niezupełnych przy użyciu mobilnego

Redakcja nie odpowiada za treść ogłoszeń. Redakcja zastrzega sobie prawo przeprowadzania zmian w tekstach, np. adiustowania lub skracania, a także nieodsyłania materiałów nie zakwalifikowanych do druku. Przedruk, a także publikacja w innej formie, np. elektronicznej w internecie, tylko za zgodą wydawcy i właściciela praw autorskich.

Prenumerata realizowana przez RUCH S.A: Zamówienia na prenumeratę w wersji papierowej i na e-wydania można składać bezpośrednio na stronie www.prenumerata.ruch.com.pl Ewentualne pytania prosimy kierować na adres e-mail: prenumerata@ruch.com.pl lub kontaktując się z Telefonicznym Biurem Obsługi Klienta pod numerem: 801 800 803 lub 22 717 59 59 – czynne w godzinach 7.00 – 18.00.

Koszt połączenia wg taryfy operatora.

źródła napięcia testowego ...................................................................................... 66 Ocena zaawansowania zestarzenia przepustów z izolacją stałą na podstawie pomiarów FDS................................................................................. 72 Badanie odpowiedzi częstotliwościowej (FRA) transformatorów ............................................................................................................ 77 Analiza możliwości prawidłowego odwzorowania właściwości magnetycznych rdzenia modelu 2D i 3D uzwojeń transformatora............................................................................................ 83 Jakość oceny stanu mechanicznego uzwojeń transformatorów w aspekcie konfiguracji pomiaru odpowiedzi częstotliwościowej........................................................................................................ 88 Utylizacja rozdzielnic napełnionych sześciofluorkiem siarki (SF6)..................................................................................... 91 n EKSPLOATACJA I REMONTY Hikoki Multi Volt nowa technologia zasilania narzędzi akumulatorowych..................................................................................... 94

4

Współpraca reklamowa: ENERGO-COMPLEX.........................................................................I OKŁADKA ELEKTROBUDOWA SA...................................................................II OKŁADKA ZEG-ENERGETYKA........................................................................ III OKŁADKA FLUKE ............................................................................................... IV OKŁADKA ENERGO-COMPLEX............................................................................................. 5 ENERGOELEKTRONIKA.PL..............................................................................35 ETHOS ENERGY.................................................................................................... 6 IMEFY......................................................................................................................35 INSTYTUT ELEKTROTECHNIKI......................................................................97 MERSEN................................................................................................................... 3 OBRE.......................................................................................................................59 ORMAZABAL.......................................................................................................73 POWER ENGINEERING.....................................................................................78 SIBA.........................................................................................................................98

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

EN

TRANSFORMATORY – KOMPLEKSOWE ROZWIÑZANIA

Kompleksowa ocena stanu technicznego transformatorów na podstawie badaƒ i pomiarów diagnostycznych;

System zarzàdzania eksploatacjà transformatorów – TrafoGrade;

Serwis, remonty i modernizacje transformatorów na miejscu zainstalowania;

Przedłu˝enie czasu „˝ycia technicznego” transformatora;

Serwis podobcià˝eniowych przełàczników zaczepów;

Regeneracja i uzdatnianie oleju;

Badania i pomiary aparatury WN i SN; Badania i pomiary wyłàczników w izolacji SF6.

GENERATORY, TRANSFORMATORY, KONSTRUKCJE STALOWE

• Projektowanie • Produkcja • Remonty • Serwis • Modernizacje • Pomiary • Diagnostyka

EthosEnergy Poland S.A. ,: ul. Powstańców Śląskich 85 42-701 Lubliniec, Poland : +48 34 357 21 00 *: ethosenergy@ethosenergygroup.pl www.ethosenergygroup.com

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Właściwości wysokonapięciowe, procesy starzeniowe i markery stanów awaryjnych w cieczach izolacyjnych W izolacji transformatorów mocy wykorzystywane są różne ciecze i wciąż opracowywane są ich nowe rodzaje. Nowa ciecz lub jej wariant musi być poddana licznym testom. W artykule tym omówiono zachowanie się cieczy dielektrycznych w warunkach naprężeń wysokonapięciowych, zachodzące w nich procesy starzeniowe i ich wpływ na eksploatację oraz wskaźniki stanów awaryjnych.

Słowa kluczowe mineralny olej transformatorowy, ciecz izolacyjna, dielektryk, przebicie, strimer, wyładowanie niezupełne (WNZ), starzenie, awaria, utlenianie

Wprowadzenie

Urządzenia wysokonapięciowe o izolacji olejowej, tj. w przeważającej mierze transformatory mocy, są istotnymi komponentami światowych systemów energetycznych. Oleje mineralne od lat są dominującą cieczą izolacyjną stosowaną w takich urządzeniach. Przeprowadzono liczne badania istniejących olejów mineralnych oraz „nowych” i alternatywnych cieczy izolacyjnych [1].

Można wyróżnić kilka aspektów cieczy izolacyjnych, które należy zrozumieć i scharakteryzować pod kątem projektowania i eksploatowania urządzenia, które ma zostać dobrane lub odpowiednio dostosowane. W praktyce przemysł transformatorów mocy ewoluował wykorzystując głównie empiryczne zależności i ogólne doświadczenia, co zaowocowało opracowaniem standardów (takich jak norma IEC 60296 dla olejów mineralnych) i praktyk (wytyczne dotyczące konserwacji, takie jak na przykład IEC 60422), które prowadzą do osiągnięcia rozsądnej jakości w połączeniu z zasadami projektowania i praktykami konstrukcyjnymi stosowanymi przez doświadczonych producentów transformatorów mocy. Próby fabryczne transformatorów są pierwszym głównym sprawdzianem (IEC 60076), który testuje ten system jako całość, jednak ponieważ zakłady energetyczne i operatorzy sieci oczekują długiego okresu eksploatacji (> 40 lat), dlatego należy

uważnie zastanowić się nad procesami starzenia i utrzymaniem odpowiedniego stanu transformatora i jego elementów składowych.

W niniejszym artykule, w szczególności w odniesieniu do cieczy izolacyjnej, omówione są trzy kluczowe obszary: yy Zachowanie przy naprężeniach wysokonapięciowych (WN) – dotyczące właściwości takich jak przenikalność, napięcie przebicia (w obecności pól jednorodnych i niejednorodnych), obecność wyładowań niezupełnych (WNZ), możliwość rozwoju strimerów, współczynnik strat dielektrycznych i zdolność do elektryzacji. yy Procesy starzeniowe – opierające się na zrozumieniu zarówno wskaźników postępującego starzenia, jak i jego rozwoju i skutków (w odniesieniu do zmian właściwości). Określane głównie przez badanie „stabilności utleniania” (IEC 61125 and ASTM D2440). yy Ocena wskaźników awaryjności – dotyczące określenia procedur i wytycznych dla badań takich jak analiza rozpuszczonych gazów (Dissolved Gas Analysis – DGA) – związanych z odpowiedzią cieczy na zmiany pojawiają się w warunkach panujących w transformatorze, które odbiegają od normalnych oraz jak te zmiany można wykorzystać w diagnostyce.

Istnieje oczywiście wiele innych cech cieczy, które mogą wpływać na projekt

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

transformatora i jego eksploatację, takie jak właściwości termiczne (lepkość i przewodność cieplna) i fizyczne (takie jak gęstość i rozszerzalność cieplna), lecz artykuł ten będzie ograniczony do trzech głównych punktów opisanych powyżej.

Zbadanie i scharakteryzowanie „nowej” cieczy izolacyjnej z uwzględnieniem powyższych aspektów nie jest kompleksowo możliwe, gdyż nie istnieją odpowiednie standardy ani wytyczne. Niemniej jednak, możliwe jest odniesienie się do istniejących dokumentów, które obejmują część z tych aspektów. Należą do nich normy dla cieczy dielektrycznych (takich jak IEC 60296, ASTM D3487, IEC 62770, IEC 61099), istnieją również poradniki dotyczące cieczy izolacyjnych [2, 3] i wiele publikacji w literaturze dotyczących tych dielektryków. Przykładowo kilku autorów przyjrzało się zagadnieniu wytrzymałości dielektrycznej, propagacji strimerów i występowaniu wyładowań niezupełnych (WNZ) niektórych cieczy [4-19].

Wiele prac dotyczy także zjawisk starzeniowych – szczególnie porównania estrów z olejami mineralnymi [8, 20-24], czy też badań DGA zarówno dla olejów mineralnych, jak i estrów [25-31].

Dodatkowo grupa robocza Cigré D1.70 (lipiec 2017) rozpoczęła prace nad szerszym zakresem charakteryzowania funkcjonalnych właściwości cieczy, stabilności, starzenia i właściwości dielektrycznych w celu znormalizowania

7

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 właściwości cieczy izolacyjnych. W poniższych sekcjach artykułu omówiono każdy ze zidentyfikowanych obszarów charakterystyki cieczy izolacyjnych, z uwzględnieniem najważniejszych właściwości i odpowiadających im metod testowych, które sugeruje się jako podstawę do diagnozowania cieczy, w odniesieniu do obecnie eksploatowanych transformatorów wypełnionych olejem mineralnym. Zaproponowanych zostanie kilka zaleceń odnośnie dalszych prac.

1. Właściwości wysokonapięciowe 1.1 Przenikalność Przenikalność elektryczna jest miarą polaryzowalności danej cieczy lub ciała stałego. Względna przenikalność impregnowanej olejem izolacji celulozowej wynosi około 4 do 4,5, a w celulozie impregnowanej estrem około 4,5 do 5, dla olejów mineralnych wynosi około 2 do 2,4, a estrów około 3 do 3,5 [2, 32].

Pierwszy etap projektowania układu dielektrycznego transformatorów zazwyczaj obejmuje obliczanie natężenia pola elektrycznego i jego rozkładu w różnych obszarach w części aktywnej transformatora i wokół niej. Jest to głównie podyktowane przenikalnością zarówno cieczy jak i izolacji stałej (dla pól przemiennych).

Niezbędne jest zatem określenie przenikalności cieczy w oczekiwanym zakresie temperatur i zakresie częstotliwości eksploatacji. Badanie względnej przenikalności cieczy wykonuje się metodami opisanymi w IEC 60247.

W produkcji papieru izolacyjnego i preszpanu przez firmy takie jak Weidmann, duży nacisk położono również na wartości przenikalność zarówno oleju, jak i izolacji stałej [33, 34], ponieważ izolacja stała jest porowata i należy wziąć pod uwagę wewnętrzne efekty pola elektrycznego.

Należy jednak pamiętać, że względna przenikalność – biorąc pod uwagę sposób jej pomiaru – jest „masową” właściwością materiału. Stosując pakiety oprogramowania do obliczania pól elektrycznych zwykle zakłada się jednorodność, a zatem stosuje się taką samą gęstość siatek obliczeniowych dla wszystkich regionów danego materiału. Możliwe jest jednak, że w praktyce występują miejscowe niejednorodności – szczególnie w przypadku granicy izolacji ciał stałych i cieczy.

Oddziaływania elektryczne i chemiczne na powierzchni i w obszarach granicznych między izolacją stałą i ciekłą

8

mogą prowadzić do uszkodzenia dielektryka być może wcześniej, niż oczekiwano. Ostatecznie, oprócz obliczeń i założeń opartych na przenikalności elektrycznej, mogą być potrzebne dalsze testy i badania, gdy układy izolacyjne składają się z „nowych” materiałów tak, aby uwzględnić potencjalne efekty „powierzchniowe” i „podwójnej warstwy elektrycznej” [35]. Co więcej, testowanie i prototypowanie reprezentatywnych układów izolacyjnych przez producentów transformatorów będzie zawsze konieczne przy stosowaniu nowych materiałów lub cieczy, w celu przetestowania granic określonych zasad projektowania.

1.2 Współczynnik strat dielektrycznych Współczynnik strat dielektrycznych, określany jako tg δ jest bardzo powszechnym i użytecznym parametrem, który określa się dla cieczy dielektrycznych i olejów izolacyjnych. Najpopularniejszą metodę pomiaru tg δ określa norma IEC 60247 i zwykle pomiar ten wykonuje się w temperaturze 90° C i przy częstotliwości 50 Hz. Tg δ jest w praktyce stosunkiem prądu rezystancyjnego do prądu pojemnościowego, a zatem jest szybkim wskaźnikiem, jak bardzo badana ciecz ma cechy dielektryka (wartość bliższa zeru oznacza zachowanie bliższe dla idealnego dielektryka). Wyznaczanie trendu tg δ dla danego oleju jest doskonałym wskaźnikiem do wykrywania zanieczyszczenia oleju, jak również tendencji stopnia utlenienia, ponieważ produkty utleniania (m.in. karbonyl, kwasy, woda i szlam) zwiększają wartość tg δ.

Tg δ określa również straty cieplne w cieczy, które rosną wraz ze wzrostem wartości tego parametru.

W nowym wysoko rafinowanym oleju mineralnym, który został przefiltrowany i wysuszony, wartość tg δ<0,001 jest łatwa do osiągnięcia, jednak od rozpoczęcia transportu wartość ta wzrasta (ze względu na nieuniknioną niewielką liczbę zanieczyszczeń, które dostają się do oleju podczas transportu). Estry mają zazwyczaj wyższy tg δ niż oleje mineralne - ze względu na ich polarną budowę [36, 37].

W celu scharakteryzowania nowej cieczy określa się typowy zakres tg δ dla różnych etapów okresu użytkowania (po wyprodukowaniu, po transporcie, po napełnieniu i po zestarzeniu), ponieważ w praktyce w przypadku olejów mineralnych tg δ stosuje się jako kluczowy wskaźnik wskazujący, czy olej nadaje się do eksploatacji – patrz

IEC 60422. Ponadto wiele potencjalnych płynnych dodatków (takich jak przeciwutleniacze, pasywatory, środki przeciwgrzybicze, środki obniżające temperaturę krzepnięcia i barwniki) zwiększa wartość tg δ, a zatem ich wpływ powinien również być brany pod uwagę.

1.3 Rezystywność i przewodnictwo Rezystywność skrośna cieczy, mierzona zgodnie z IEC 60247 oraz ASTM D1169 i IEC 61620, jest odwrotnością przewodnictwa stałoprądowego (DC). Problemem w takich pomiarach jest osiągnięcie powtarzalności. Próbując zmierzyć prąd rezystancyjny cieczy, która zachowuje się jak izolator, przy natężeniach pola elektrycznego użytych w teście (tj. w IEC 60247 – pole elektryczne o natężeniu 250 V/mm), pojawia się problem obecności w czystym oleju niewielkich ilości przewodzących i quasi-przewodzących substancji, a wartość natężenia prądu zmienia się znacząco wraz z upływem czasu (ruchliwość jonów powoduje przemieszczanie się tych substancji) podczas tego testu i jest to jeden z powodów, dla których wartość końcowa może się bardzo różnić dla poszczególnych pomiarów.

Niedawny biuletyn techniczny Cigré (TB) 646 [38], dotyczący przewodnictwa oleju dla wysokiego napięcia stałego (HVDC) wskazuje, że popularne metody pomiarowe, takie jak zawarte w normie IEC 60247, dokonują pomiaru (w odniesieniu do czasu trwania i natężenia pola użytego w teście) stanu nieustalonego przewodnictwa dla większości rodzajów oleju. Nic więc dziwnego, że różne laboratoria doświadczają ogromnych różnic w wartościach.

W przypadku olejów mineralnych pomiar może mieć lepszą powtarzalność podczas badań zużytych olejów, ale zwykle dobrą praktyka jest wykorzystanie parametrów takich jak tg δ i napięcie powierzchniowe w celu uzupełnienia oceny stanu cieczy.

Niezależnie od tego, przewodność cieczy staje się ważniejszym parametrem, gdy ma być zastosowana w transformatorze przekształtnikowym HVDC. Ponieważ występują tam wysokie poziomy harmonicznych, a także składowe prądu stałego występujące w przebiegu napięciowym, przewodność określa prąd upływu w oleju. Przewodność staje się również ważnym czynnikiem podczas testu „odwrócenia polaryzacji”, któremu są poddawane wszystkie transformatory przekształtnikowe HVDC. W Cigré TB 646 autorzy proponują lepsze metody – takie jak

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 określenie trzech punktów naprężeń do pomiaru przewodności cieczy, by ustalić pewne kryteria wyboru olejów izolacyjnych najlepiej nadających się do zastosowań HVDC. Jest to temat wymagający dalszych prac i badań.

1.4 Napięcie przebicia dla małych odstępów Najczęstszym testem stosowanym do określenia napięcia przebicia cieczy elektroizolacyjnych przy napięciu przemiennym jest badanie opisane w normie IEC 60156, które daje wiedzę na temat właściwości „małej szczeliny” (około 2,5 mm) i quasi- jednorodnego pola (elektrody sferyczne) w cieczy izolującej. Zwykle przeprowadza się go w temperaturze pokojowej. W praktyce ten test i inne jemu podobne, takie jak ASTM D1816 i ASTM D877, są dobrymi badaniami stanu cieczy. W takich warunkach badań głównymi decydującymi czynnikami dla rozpoczęcia rozwoju wyładowania, a tym samym dla przebicia cieczy (mała przerwa) są obecność zanieczyszczeń (zarówno w postaci rozpuszczonej, jak i w zawiesinie), zawartość wilgoci (przede wszystkim względne nasycenie wilgocią [3, 20]) i zawartość rozpuszczonych gazów.

W związku z tym i w połączeniu z faktem, że samo przebicie jest zjawiskiem poddanym prawom statystyki, badania te mają często słabą powtarzalność, chociaż podejmowane są próby na rzecz poprawy powtarzalności metody [39]. Opracowywana jest nowa wersja normy IEC 60156, w której IEC wprowadza udoskonalenia techniki pomiarowej.

Ostatecznie w badaniach tych nie obserwuje się dużej różnicy w napięciu przebicia dla różnych cieczy, przy założeniu, że wszystkie są wolne od zanieczyszczeń i zostały wystarczająco wysuszone i odgazowane – patrz Tabela I poniżej.

Różnice w wartościach dla różnych metod wynikają głównie ze zróżnicowanego efektywnego rozkładu pola i maksymalnego natężenia pola w szczelinie.

Na przykład elektrody „dyskowe” stosowane w ASTM D877 mają ostre krawędzie, które wpływają na niejednorodny rozkład pola, a tym samym ułatwiają rozwój wyładowania. Niższa wartość wytrzymałości oleju silikonowego jest najprawdopodobniej spowodowana stosunkowo wysoką lepkością, a procedura badania zakłada czasy stabilizacji w próbie jak dla normalnego oleju mineralnego, a zatem jest bardziej prawdopodobne powstawanie pęcherzyków gazu w cieczy.

Napięcie przebicia, badane zgodnie z IEC 60156 lub podobną procedurą, pozostają przydatnym wskaźnikiem stanu oleju i nadają się do oceny skuteczności uzdatniania oleju lub innej cieczy (filtrowanie, suszenie i odgazowywanie).

1.5 Wytrzymałość elektryczna dla dużych odstępów i rozwój strimerów Dla dużych odstępów (~> 2,5 cm) i pól niejednorodnych (zwykle stosuje się konfiguracje elektrod ostrze-płyta lub ostrze-sfera) obserwuje się na ogół większe różnice w wartościach napięcia przebicia i zjawiskach przedprzebiciowych pomiędzy różnymi cieczami, a także duży wpływ biegunowości przykładanego napięcia. Zostało to wykazane w kilku badaniach opublikowanych w literaturze na temat propagacji strimerów w cieczach, głównie w olejach mineralnych, ale także w cieczach estrowych [7, 11, 12, 14, 15, 41-43].

Wykazano, że oleje mineralne, ciecze estrowe lub inne charakteryzują się różnym zachowaniem w obecności różnych rodzajów pól elektrycznych, co wpływa na prędkość propagacji strimera. Najbardziej interesujące są szybkie strimery (charakteryzujące się gwałtownym skokiem prędkości propagacji, zwykle o około 2 lub więcej rzędów wielkości), które występują przy niższym napięciu dla dodatnich strimerów, dlatego też najczęściej są poddawane badaniom [7, 11, 12,14]. Napięcie,

przy którym występuje to zjawisko przyspieszenia jest zwykle określane jako „napięcie przyspieszenia” cieczy.

Jak pokazano na rysunku 1 poniżej, na przykład ciecze estrowe wykazują niższe dodatnie napięcie przyspieszenia strimera niż typowe oleje mineralne.

Ponadto w badaniach olejów mineralnych i cieczy takich jak cykloheksan [11, 12, 44] wykazano, że wysoka wartość napięcia przyspieszenia „typowych” olejów mineralnych prawdopodobnie wynika z wpływu węglowodorów aromatycznych. Potwierdzają to obserwacje, że w niektórych przypadkach dodanie (stosunkowo niewielkich ilości – około 0,5-2%) aromatycznych dodatków do, na przykład, białych olejów [12] i cykloheksanu [44], zwiększa napięcie przyspieszenia dla takiej ciekłej mieszaniny. Mechanizm fizyczny tego zjawiska nadal nie jest w pełni zrozumiały, ma jednak związek z powstającymi rozgałęzieniami strimera i występującymi nielicznymi obszarami o zmniejszonej jonizacji, które wpływają na efektywne ograniczenia natężenia pola na czole strimera [12]. Jednakże takie obszary mogą również obniżać napięcie inicjacji w przypadku strimerów o ujemnej biegunowości [12].

Niemniej jednak należy pamiętać, że każde badanie z wykorzystaniem elektrody ostrzowej daje duże prawdopodobieństwo inicjacji strimerów (w porównaniu z bardziej jednorodnymi natężeniami pola, które występują dla innych układów elektrod). Dlatego takie próby mogą być bardziej przydatne do porównywania szybkości propagacji strimera w zależności od napięcia, a także czasu do przebicia, długości lub kształtu strimerów. Ponadto w praktyce utrzymanie odpowiedniej ostrości końcówki elektrody jest problematyczne (zwykle jest to igła lub drut), co sprawia, że powtarzalność i odtwarzalność takich eksperymentów staje się wyzwaniem.

Określanie napięcia przyspieszenia cieczy jest niestandaryzowane ze względu na stosowanie dużych odstępów

Tabela I: Wybrane typowe wartości wytrzymałości elektrycznej po uzdatnianiu różnych cieczy w oparciu o różne metody Cigré TB 436 [40].

Badanie

IEC 60156 2,5mm

Olej mineralny

Ester syntetyczny

Ester naturalny

Olej silikonowy

Olej silikonowy niskiej lepkości

>70 kV

>75 kV

>75 kV

50 kV

70 kV

ASTM 1816 1mm

37 kV

ASTM 1816 2mm

60 kV

ASTM D877

55 kV

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

76 kV 43 kV

46 kV

43 kV

9

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 pomiędzy elektrodami, zastosowanie specjalistycznego sprzętu, wysokiego napięcia i dokładnych urządzeń pomiarowych. Jednakże opracowanie znormalizowanego testu mającego na celu określenie lub oszacowanie napięcia przyspieszenia cieczy byłoby bardzo korzystne dla przemysłu. Jest to zagadnienie warte dalszych badań.

Zrozumienie zjawisk rozwoju szybkich strimerów w cieczach izolacyjnych jest ważne w praktyce, ponieważ ich przyspieszona propagacja niesie zwiększone ryzyko przebicia w praktycznych układach izolacyjnych. Wartości napięć, które w normalnych warunkach nie spowodują przebicia, w cieczy z wysokim napięciem przyspieszenia mogą być już wystarczające do jej przebicia.

Konieczne jest dalsze poznanie zależności pomiędzy zjawiskami odpowiadającymi za rozwój strimerów, mechanizmów szybkich strimerów i związanych z nimi właściwościami chemicznymi cieczy izolacyjnych.

1.6 Wytrzymałość elektryczna w warunkach udarowych Wytyczne normy ASTM D3487 wymagają, by wytrzymałość udarowa olejów mineralnych dla biegunowości ujemnej, mierzona zgodnie z ASTM D3300, wynosiła >145 kV. Z kolei norma IEC 60296 nie określa tej wartości, ale istnieje metoda badań zawarta w IEC 60897, podobna do normy ASTM D3300. Zastosowano w niej geometrię elektrod ostrze-sfera, a odstęp szczeliny wynosi od 10 do 25 mm dla IEC i 1 cal dla ASTM D3300. Większość dobrze rafinowanych izolacyjnych olejów mineralnych osiąga zazwyczaj wartości >300 kV (napięcie przebicia dla udaru ujemnego) [45]. Wysoki poziom związków aromatycznych, w szczególności związków o strukturze wielojądrowej, może wpłynąć na zmniejszenie wartości napięcia przebicia dla udaru ujemnego [3].

W opinii autorów opracowanie standardu i metody badania, która ma na celu sprawdzenie głównych cech propagacji strimera i jego wpływu zarówno na przebicie przy biegunowości dodatniej i ujemnej, i który ostatecznie uwzględniałby wnioski z obu badań wspomnianych w sekcji 1.5 przyniosłoby dużo korzyści dla praktyki przemysłowej. Fakt, że strimery dodatnie, a więc i przeskok w warunkach udaru piorunowego dodatniego, generalnie występują przy niższym napięciu, zaś najczęściej stosowane w badaniach napięcie przebicia dla udaru jest ujemne, wskazuje na to, że potrzebne są nowe wytyczne,

10

Rys. 1. Przybliżona prędkość rozwoju strimerów o biegunowości dodatniej w 10 cm przerwie, na podstawie Nguyen N.M. et.al. [11], gdzie Va oznacza „napięcie przyspieszenia”

aby pomóc w scharakteryzowaniu nowych cieczy. Co więcej, te same punkty, które zostały podniesione powyżej, dotyczące powtarzalności i odtwarzalności oraz fakt, że stosowanie elektrody ostrzowej najprawdopodobniej zainicjuje strimer, sugerują skupienie się na zjawisku rozwoju wyładowania, czasie do przebicia i długości strimera.

1.7 Zapłon wyładowań niezupełnych Do porównania cieczy izolacyjnych badana jest także obecność wyładowań niezupełnych (WNZ) w warunkach przyłożonego napięcia przemiennego, przy wykorzystaniu celek testowych zawierających elektrody o geometrii ostrze-płyta lub ostrze-sfera, jak opisane w normie IEC 60897, np. [9, 10, 16, 18, 41, 46-48 ]. Norma IEC 61294, opisująca metodę określania napięcia zapłonu jest najczęściej podstawą do takich badań. Ich wyniki mają największą wartość informacyjną, gdy porównuje się różnice w amplitudzie impulsów i częstotliwości (w czasie i przy różnych napięciach) dla różnych cieczy [10, 46].

Napięcia stosowane w takich badaniach są zazwyczaj dużo niższe (zazwyczaj <100 kV) od tych wykorzystywanych przy badaniu rozwoju strimerów.

Niektóre badania [10, 46] wskazują, że mieszaniny olejów mineralnych i estrów zawierających związki aromatyczne mają niższą tendencję do występowania WNZ [18]. Najprawdopodobniej istnieje ścisły związek między tymi obserwacjami, a tymi dotyczącymi różnych napięć przyspieszenia estrów i olejów mineralnych zawierających związki aromatyczne, jak wspomniano w sekcji 1.5, ale potrzeba więcej badań, aby można je było odpowiednio wyjaśnić – z naciskiem na standaryzację metod badania, by porównywanie efektywnych naprężeń napięciowych w każdym przypadku było łatwiejsze.

1.8 Wytrzymałość elektryczna w temperaturze bliskiej krzepnięciu cieczy Zależność wytrzymałości elektrycznej oleju mineralnego i cieczy estrowych od względnej zawartości wilgoci w cieczy jest dobrze znana [2, 3, 20]. W przypadku olejów mineralnych i estrów wraz ze spadkiem temperatury zmniejsza się poziom zawilgocenia.

Ponadto tworzenie pęcherzyków wiąże się również z WNZ, tworzeniem strimerów i tym samym przebiciem. W pobliżu temperatury krzepnięcia cieczy może powstawać woda wydzielona

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 lub kryształy lodu, mogą również powstawać pęcherzyki gazu, a zatem spodziewane jest, że w pobliżu temperatury punktu krzepnięcia będzie występować o wiele niższa wytrzymałość elektryczna i niższe napięcie początkowe WNZ. Zostało to zbadane eksperymentalnie w [49, 50]. Jest to główny powód, dla którego temperatura krzepnięcia cieczy powinna być znacznie niższa (zwykle 10° C, jak zaleca np. IEC 60296) od temperatury, w której spodziewane jest załączenie transformatora w warunkach „zimnego startu”.

1.9 Tendencja do elektryzacji cieczy dielektrycznej Tendencja do elektryzacji cieczy dielektrycznej (ECT – Electrostatic Charging Tendency) związana jest ze zwiększonym przepływem w układach chłodzenia transformatora o wymuszonym obiegu oleju OF i OD. Broszura Cigré [51] omawia wiele aspektów związanych z tendencją do elektryzacji.

Określenie ECT cieczy w stanie nowym i zrozumienie, w jaki sposób zmienia się ona wraz z procesem starzenia jest konieczne, aby pomóc w ustaleniu maksymalnego dopuszczalnego natężenia przepływu dla bezpiecznej pracy transformatora. Wpływ dodatków, które mogą znajdować się w cieczy, należy również brać pod uwagę, ponieważ gdy te dodatki zostaną zużyte podczas starzenia, ECT cieczy bazowej może być wyższe niż oczekiwano. Estry mają zwykle wyższą ECT niż oleje mineralne, poza tym ECT zwykle wzrasta wraz z okresem eksploatacji cieczy [52, 53].

2. Starzenie

Żywotność i starzenie się cieczy izolacyjnych jest kluczowym zagadnieniem dla transformatorów mocy. Ważne jest poznanie, w jaki sposób właściwości cieczy, a co za tym idzie jej zachowanie w układzie izolacyjnym, zmieniają się podczas starzenia pod wpływem na-

rażeń termicznych, oksydacyjnych i hydrolitycznych. Filozofia projektowania i eksploatacji transformatora powinna być odpowiednia do osiągnięcia pożądanego czasu życia.

Zdecydowana większość obecnie eksploatowanych transformatorów jest wypełniona olejem mineralnym i została zaprojektowana z uwzględnieniem przyrostów temperatury zgodnie z normą IEC 60076-1 i -2 i innymi.

Analogicznie najczęstszym standardem oceny stabilności utleniania cieczy izolacyjnych jest norma IEC 61125C i w przypadku olejów mineralnych pewne wartości referencyjne określone są w normie IEC 60296, która definiuje oczekiwaną wystarczającą stabilność utleniania w przypadku olejów inhibitowanych i nieinhibitowanych.

Ze względu na duże doświadczenie branży w stosowaniu olejów mineralnych, ich starzenie jest dobrze poznane (IEC 60296 i ASTM D3487). Podczas badania nowej cieczy konieczne jest przeprowadzenie szczegółowych badań, np. określenie stabilności utleniania, zgodne z IEC 61125C, dobrze nadaje się do sprawdzenia właściwości takiej cieczy.

2.1 Stabilność utleniania, termiczna i hydrolityczna W transformatorach mocy głównymi czynnikami powodującymi starzenie dielektryka ciekłego są ciepło oraz obecność tlenu i wilgoci.

Stabilność utleniania jest bardzo istotna dla olejów mineralnych przy typowych temperaturach pracy transformatorów mocy, jednak poszczególne reakcje chemiczne zachodzą w różnych temperaturach, mają różne energie aktywacji oraz generują inne produkty. Przy ocenie nowego płynu konieczne jest całościowe podejście, uwzględniające warunki użytkowania i parametry chemiczne cieczy. Opracowanie zakresu „badań typu” z rozsądnym poziomem standaryzacji w celu scharakteryzowa-

nia cieczy byłoby korzystne i jest zalecane do dalszych badań. Przykładowo estry mają znacznie gorszą stabilność hydrolityczną niż oleje mineralne [54], co należy uwzględnić przy określaniu procesów starzeniowych w tych cieczach.

W odniesieniu do stabilności termicznej cieczy izolacyjnych, konieczne jest przeprowadzanie oceny bez dostępu tlenu, co jest praktycznym problemem, ponieważ kontrolowanie i mierzenie zawartości tlenu w cieczach podczas starzenia jest bardzo trudne.

Co więcej, badanie stabilności utleniania musi być przeprowadzone w reprezentatywnej temperaturze do tej, która jest osiągana w eksploatacji (np. w IEC 61125C badanie wykonywane jest w temperaturze 120 °C, podczas gdy typowa maksymalna temperatura oleju mierzona na górze transformatora wynosi ok. 105 °C).

Przeprowadzanie testu przyspieszonego starzenia przy znacznie wyższej temperaturze oleju niż spodziewana w trakcie eksploatacji (uzasadnienie tego ma zazwyczaj na celu skrócenie czasu trwania testu) może spowodować słabą ocenę rzeczywistego zachowania się starzenia w niższej, bardziej prawdopodobnej temperaturze. Powodem tego mogą być inne reakcje o wyższych energiach aktywacji, które mogą mieć znaczny wpływ na powstawanie produktów starzenia.

Aspekt ten należy wziąć pod uwagę, w zależności od chemii cieczy, przy charakteryzowaniu stabilności oksydacyjnej, hydrolitycznej lub termicznej.

Na podstawie aktualnych norm, jak pokazano w Tabeli II, względnie gorszą stabilność utleniania dla naturalnych i syntetycznych estrów uwzględniono w mniej rygorystycznych wymaganiach odnośnie trwałości oksydacyjnej.

2.2 Antyutleniacze i inne dodatki Mineralne oleje izolacyjne dzielą się na dwa główne typy: nieinhibitowane i inhibitowane, a w tych ostatnich jako inhibitory stosowane są najczęściej przeciwutleniacze fenolowe, takie jak

Tabela II – Wybrane wymagania różnych cieczy izolacyjnych w oparciu o normy IEC

Rodzaj cieczy

Norma

Okres starzenia

Maksymalna zawartość kwasów po starzeniu

Mineralny nieinhibitowany

IEC 60296

164 godzin

1,2 mgKOH/g

Mineralny inhibitowany

IEC 60296

500 godzin

1,2 (0,3)1 mgKOH/g

Ester syntetyczny2

IEC 61099

164 godzin

0,3 mgKOH/g

Ester naturalny

IEC 62770

48 godzin

0,6 mgKOH/g

2

1 2

Zastosowania specjalne – spełnione przez większość dostępnych na rynku olejów lepszej jakości.

Większość dostępnych na rynku naturalnych i syntetycznych estrów powinno się traktować jako ciecze inhibitowane.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

11

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Etap 1: Zużywanie się inhibitora

Etap 2: Wczesne utlenianie

Etap 3: Zaawansowane utlenianie

Antyutleniacze są stopniowo zużywane proporcjonalnie do tworzenia się rodników (w zależności od ciepła i dostępności tlenu).

Monitorowanie trendu zużywania inhibitorów i planowanie ich uzupełniania w celu uniknięcia dalszych etapów.

Powstawanie karbonyli oraz, w mniejszym stopniu, niektórych kwasów Najlepsze są badania, które są czułe na obecność polarnych produktów starzenia, takie jak IFT i DDF.

Powstają kwasy, więc pomiar ich zawartości oraz szacowanie trendów zmian, wraz z innymi badaniami, umożliwia monitorowanie postępu procesów utleniania.

Wraz z polimeryzacją kwasów i karbonyli powstają osady.

Rys. 2. Prosty model jakościowy procesów starzeniowych w typowym inhibitowanym oleju mineralnym

2,6-di-tert-butylo-paracresol (DBPC), ograniczone do 0,4% całkowitej masy produktu zgodnie z IEC 60296 lub 0,3% zgodnie z ASTM D3487.

DBPC jest podstawowym antyutleniaczem, oddziałującym na rodniki. Różni się od innych antyutleniaczy, m.in. naturalnych (składających się ze związków siarki pozostałych z ropy naftowej), zawartych w nieinhibitowanych olejach mineralnych, wpływających na rozkład nadtlenków.

Estry naturalne mają zazwyczaj gorszą stabilność utleniania niż oleje mineralne – naturalnie w zależności od wykorzystanego oleju roślinnego i zawartości grup nienasyconych – i jako takie często zawierają pierwszorzędowe przeciwutleniacze w wyższych stężeniach (około 1% lub więcej), co pozwala uzyskać rozsądną stabilność utleniania. Co więcej, większość dostępnych w handlu estrów naturalnych często może zawierać pasywatory metali, środki przeciwgrzybicze, barwniki i środki obniżające temperaturę krzepnięcia [55], które mogą wpływać na stabilność utleniania lub uczestniczyć w reakcjach utleniania i hydrolizy, co prowadzi do ich zużycia.

Estry syntetyczne mają zazwyczaj lepszą stabilność utleniania niż estry naturalne ze względu na wyższy stopień nasycenia, jednak wciąż mogą zawierać większą ilość przeciwutleniaczy niż typowe oleje mineralne.

2.3 Jakościowy model starzenia cieczy W praktyce, w celu ustanowienia skutecznego systemu monitorowania i utrzymania stanu, należy zrozumieć

12

procesy starzenia cieczy, by wykorzystać łatwo dostępne badania chemiczne i fizyczne (jako wskaźniki dla oceny stanu), które umożliwią określenie czy wymagana jest interwencja na długo przed znacznym pogorszeniem się właściwości. W warunkach przemysłowych, dla transformatorów wypełnionych olejem mineralnym osiągnięto to stopniowo. Poniżej opisano model jakościowy, który może on posłużyć jako podstawa do charakteryzowania innych cieczy z zastrzeżeniem, że testy, właściwości i trendy będą zależeć od cieczy i jej właściwości. Przykład dla olejów mineralnych podano na Rysunku 2, w oparciu o uproszczony model utleniania przedstawiony w dalszej części tekstu (Rysunek 3).

Jednym z kluczowych czynników, które należy wziąć pod uwagę gdy mamy do czynienia z cieczami inhibitowanymi, jest terminowe uzupełnienie inhibitora, o czym była mowa powyżej. W olejach mineralnych, jak opisano w standardzie IEC 60422, dobrą praktyką jest uzupełnianie inhibitora przed osiągnięciem 40% jego wartości początkowej.

W przypadku konkretnego produktu konieczne jest określenie minimalnego wystarczającego stężenia przeciwutleniaczy, które zapobiegają początkowi procesów utleniania, a wytyczną przy uzupełnianiu inhibitorów powinno być założenie, by nie dopuścić do spadku to tego poziomu.

Kluczowe jest uwzględnienie w praktyce monitorowania stanu i zarządzania inhibitorami dokładności i kosztów pomiaru zużycia inhibitorów. Na przykład, metody stosowane do pomiaru

zawartości inhibitorów w oleju mineralnym są dobrze rozwinięte (patrz np. IEC 60666), ale w przypadku nowych typów cieczy metody te muszą być ocenione pod kątem czułości w czasie postępującego procesu starzenia się cieczy oraz czy nie wystąpią interferencje skutkujące powstaniem znaczących błędów. Ponadto koszty i aspekty praktyczne związane z uzyskaniem dodatków i wprowadzeniem ich do transformatora powinny być uwzględnione w planowanym wydatkach eksploatacyjnych.

Dodatkowo, najczęstsze testy pośrednie (IFT i DDF) służące do wykrywania w olejach mineralnych wczesnych produktów utleniania, takich jak karbonyle, są niezwykle użyteczne, ponieważ produkty te są polarne, a masa oleju jest niepolarna. Należy mieć świadomość, że w cieczach polarnych, takich jak płyny oparte na estrach, czułość takich testów na produkty wczesnego starzenia może być znacznie niższa i konieczne może być opracowanie dodatkowych testów, aby osiągnąć odpowiedni poziom zdolności do wyznaczania trendów zmian.

2.4 Wskaźniki starzenia się papieru Przyjmuje się, że wytrzymałość na rozciąganie papieru izolacyjnego (najczęściej Kraft i ulepszony termicznie) i preszpanu stosowanych w transformatorach określa ich przydatność do użytku, a zatem ważnym zagadnieniem jest starzenie się papieru i ocena jego żywotności [3, 56]. Do oceny wytrzymałości na rozciąganie i pozostałej żywotności izolacji stałej jest powszechnie używane określanie stopnia

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 polimeryzacji (DP), jednak problemem jest bezpośredni pomiar tego parametru. Dlatego firmy takie jak Burton, Vuarchex, Chengdong i De Pablo [57], a także inne [58, 59] prowadzą badania nad wykorzystaniem 2-FAL i pokrewnych związków, które występują w oleju, do oceny DP. Ponieważ jednak furany mogą rozkładać się i reagować z materiałami w transformatorze [60], w praktyce najlepiej jest również sprawdzić szybkość zmian stężenia tych znaczników patrz IEC TR 62874.

Obiecujące wydaje się wykorzystanie metanolu jako znacznika starzenia się papieru [61, 62], ale główną wadą w tym przypadku jest to, że może on również powstawać z oleju. Najprawdopodobniej nie jest on wytwarzany w wystarczającym stopniu na późniejszych etapach starzenia papieru i dlatego nie można ustalić żadnej rozsądnej korelacji między tym kryterium a pozostałym czasem życia, ale prawdopodobnie stanie się użytecznym wskaźnikiem dla wczesnego starzenia się papieru.

Przy ocenie nowych cieczy należy wziąć pod uwagę zmienną rozpuszczalność markerów pochodzących z izolacji stałej, takich jak 2-FAL i możliwość ich zużywania z powodu innych reakcji z cieczą.

Procesy starzeniowe układu izolacyjnego stało-ciekłego są oczywiście również przedmiotem zainteresowania badaczy, w szczególności w przypadku transformatorów o izolacji z „wyższej klasy termicznej”, takiej jak papier aramidowy. Metody takie jak IEEE C57.1002011 są używane do oceny klasy cieplnej układu i są obecnie głównym punktem badań grupy roboczej IEC zmieniającej normę IEC 60076-14 dla izolacji wysokotemperaturowej. Temat ten nie jest omawiany w dalszej części artykułu, ale oczywiście istnieje konieczność opracowania metody oceny procesów starzeniowych w układzie izolacyjnym zawierającym nową ciecz.

3. Wskaźniki stanów awaryjnych 3.1 DGA Poradniki interpretacji wyników DGA, takie jak IEC 60599 lub IEEE C57.104 są obecnie podstawowym narzędziem pracy inżynierów zajmujących się zarządzaniem majątkiem transformatorowym.

Wykrywanie awarii, ich predykcja i diagnostyka są głównym tematem zainteresowania energetyki zawodowej, ponieważ koszty i znaczenie urządzeń w systemie są bardzo wysokie, a większość producentów udziela gwarancji na okres od 3 do 8 lat.

+ O2

rodniki

(1)

rodniki nadtlenkowe

(2)

molekuła oleju rodniki + O2

+ rodniki nadtlenkowe nadtlenki

nadtlenki + rodniki

(3)

karbonyle i/lub alkohole + rodniki wodorotlenkowe

karbonyle i/lub alkohole + O2

(4)

kwasy

+ rodniki wodorotlenkowe

(5) woda + rodniki

(6)

Rys. 3. Uproszczony model niskotemperaturowego procesu utleniania, który występuje w warunkach zbliżonych do panujących w transformatorach mocy

W warunkach laboratoryjnych najczęściej przeprowadza się analizy DGA metodą chromatografii gazowej (GC), np. przy użyciu ekstrakcji próżniowej (patrz IEC 60567). Ponadto, wraz z coraz powszechniejszym stosowaniem analizatorów gazów online, pojawiają się nowe urządzenia na rynku, które wykorzystują różne metody analizy. Dotyczy to metody GC, ale także niedyspersyjnej podczerwieni (NDIR) i spektroskopii fotoakustycznej (PAS). Dostępne są także niezależne czujniki wodoru wykorzystujące przetworniki wykorzystujące bezpośrednie techniki pomiarowe, na przykład oparte na optycznym powierzchniowym rezonansie plazmonowym [63, 64], a ich dostępność będzie rosła, podobnie jak możliwości pomiaru zawartości wodoru w olejach online [65]. Niezależnie od tego należy pamiętać, że wiele nowszych technik monitorowania stanu online wymaga więcej danych, aby możliwe było zrozumienie wyników ich analizy, lecz w praktyce należy położyć nacisk na powtarzalność, co umożliwi trendowanie zmian zawartości gazów. Należy podkreślić, że wysoka dokładność wykrywania gazów przez różne metody nie jest tak ważna jak dobra powtarzalność wyników.

Ważnym aspektem w analizie gazów rozpuszczonych w cieczach jest rozpuszczalność danego gazu w oleju, co ma kluczowe znaczenie przy stosowaniu części metod analizy. W przypadku olejów mineralnych istnieją dobrze opracowane współczynniki klasyfikacji (IEC 60567), ale uzyskanie tego samego dla nowych cieczy jest również obszarem wymagającym większej standaryzacji. Współczynniki klasyfikacji dla estru naturalnego podano w [66].

Duży nacisk kładzie się na techniki interpretacji DGA, które obejmują trójkąt Duvala [67], współczynniki Rogera, metodę gazów kluczowych itd., a które są w mniejszym lub większym stopniu

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

oparte na modelu termodynamicznym dla olejów mineralnych, opracowanym przez Halsteada [68]. Istnieją również najnowsze modele analiz DGA w olejach mineralnych [69], które opierają się na lepszym dopasowaniu danych empirycznych.

Należy upewnić się, że poziomy mierzonych gazów w stopniu wystarczającym przekraczają granice detekcji danej metody, jak również są wystarczająco wysokie, by móc je zastosować jako wskaźniki awarii, zanim zastosowane zostaną techniki diagnostyczne, takie jak trójkąt Duval’a [70].

Przeprowadzono wiele badań na temat zastosowania metody DGA do cieczy estrowych [25, 26, 31, 36, 66, 71]. Jednym z bardziej wyczerpujących opracowań porównujących ciecze mineralne i estrowe jest praca Xiang i in. [26]. Zawarto tam sugestię, że estry naturalne wytwarzają mniej etylenu niż oleje mineralne w przypadku usterek wysokotemperaturowych. Dodatkowo w [66] zawarto dane dotyczące powstawania propylenu (C3H6) w estrach naturalnych, które wskazują, że być może kluczowym gazem pozwalającym na identyfikację tych awarii, dla których wskaźnikiem w olejach mineralnych jest etylen, w tym przypadku powinien być propylen.

Również technika wykorzystująca drut termistorowy, zaproponowana przez Tenbohlena i in. w [66] wydaje się być reprezentatywna i może być najbardziej praktyczną metodą badania wydzielania gazu pod wpływem naprężenia termicznego cieczy, ale należy zachować ostrożność, by temperatura nie zbliżyła się do temperatury topnienia drutu. Można również wziąć pod uwagę efekty katalityczne stosowania określonych stopów metali. W innych publikacjach opisano zagadnienia związane z regulacją temperatury przy użyciu grzewczych

13

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 elementów miedzianych stosowanych do symulacji uszkodzeń termicznych [72]. Tak zwane gazowanie rozproszone w olejach mineralnych, co do którego istnieje przypuszczenie, że wiąże się z pękaniem termicznym, oddziaływaniem cieczy z innymi materiałami w transformatorze lub katalitycznym utlenianiem cieczy w temperaturach poniżej typowych „temperatur uszkodzeń” (~ < 200 °C) [73, 74], może również produkować gazy związane z usterkami (najczęściej wodór i etan – głównie obserwowane w nieinhibitowanych olejach). Rozproszona generacja wodoru może również wynikać z dodatków pasywatorów [75]. Broszura Cigré TB 296 w pewnym stopniu obejmuje gazowanie rozproszone [73]. Grupa Cigre WG D1.70 zajmuje się obecnie badaniem tego tematu, a także badaniem nowego testu w celu oceny gazowania rozproszonego w cieczach.

3.2 Inne markery Poza metodą DGA teoretycznie istnieje wiele innych produktów ubocznych reakcji chemicznych, które mogą być wykorzystane do wczesnego przewidywania awarii, a które powstają na skutek oddziaływań termicznych lub elektrycznych bezpośrednio w cieczy izolacyjnej lub innych materiałach w transformatorze.

Jednym z przykładów jest wykorzystanie obecności m-krezolu i o-krezolu do wykrywania degradacji żywic stosowanych wewnątrz transformatorów [76].

Analiza zużywania się dodatków zawartych w oleju w warunkach awaryjnych jest również obszarem o dużym potencjale do wykorzystania we wczesnym wykrywaniu uszkodzeń. Ostatecznie celowe dozowanie dodatków, które mają reagować w określony sposób na pewne zagrożenia (na przykład w obecności WNZ lub w określonych

Literatura 1. Fofana, I., 50 years in the development of insulating liquids. IEEE Electrical Insulation Magazine, 2013. 29(5): p. 13-25.

2. Bartnikas, R. Electrical insulating liquids. 1994: ASTM Philadelphia.

3. Nynas Naphthenics, A., Transformer oil handbook. Printed in Sweden, 2004.

4. Liu, Q. and Z. Wang. AC and lightning breakdown strength of mineral oil Nytro Gemini X and 10GBN. in International Electrical Insulation Conference. Birmingham. UK: INSUCON. 2009.

5. Yuliastuti, E., Analysis of dielectric properties comparison between mineral oil and synthetic ester oil. 2010.

6. Weber, K. and H. Endicott, Area effect and its extremal basis for the electric breakdown of transformer oil. Transactions of the American Institute of Electrical Engineers. Part III: Power Apparatus and Systems, 1956. 75(3): p. 371-381.

7. Denat, A., O. Lesaint, and F. Mc Cluskey, Breakdown of liquids in long gaps: influence of distance, impulse shape, liquid nature, and interpretation of measurements. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 2015. 22(5): p. 2581-2591.

8. Frotscher, R., et al., Behaviour of ester liquids under dielectric and thermal stress-from laboratory testing to practical use. CIGRE Technical Programme, 2012: p. D1-105.

9. Ramos, C.G.A., A. Cavallini, and U. Piovan, A comparison of the PDIV characteristics of ester and mineral oils. Boletín IIE, 2014.

10. Pompili, M., C. Mazzetti, and R. Bartnikas, Comparative PD pulse burst characteristics of transformer type natural and synthetic ester fluids and mineral oils. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 2009. 6(16): p. 1511-1518.

11. Nguyen, N.M., et al. A comparison of breakdown properties of natural and synthetic esters at high voltage. in Electrical Insulation and Dielectric Phenomena (CEIDP), 2010 Annual Report Conference on.

2010: IEEE. 12. Nguyen, D.V., Experimental Studies of Streamer Phenomena in Long Oil Gaps. 2013, NTNU. 13. Cesari, S. and S. Yakov, Impulse Breakdown and Power-Frequency Partial Discharge Inception Voltages of Insulating Liquids. IEEE Transactions on Electrical Insulation, 1985(2): p. 315-319.

14. Lesaint, O. and G. Massala, Positive streamer propagation in large oil gaps: experimental characterization of propagation modes. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 1998. 5(3): p. 360-370.

14

wysokich temperaturach), może być również interesującą metodą do oceny cieczy izolacyjnych.

4. Wnioski

Artykuł opisuje niektóre z kluczowych problemów cieczy izolacyjnych, takich jak zachowanie przy naprężeniach wysokonapięciowych, procesy starzeniowe i zachowanie się markerów stanów awaryjnych. Większość tematów została potraktowana dość pobieżnie, podano więc liczne źródła, w których badano dane problemy. Konieczne są dalsze prace zmierzające do opracowania standardów, które mogą być stosowane do oceny „nowych” cieczy izolacyjnych.

Mr C Wolmarans and Dr B Pahlavanpour Nynas AB Sweden n

15. Duy, C.T., et al., Streamer propagation and breakdown in natural ester at high voltage. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 2009. 16(6).

16. Sarathi, R., A. Reid, and M. Judd, Partial discharge study in transformer oil due to particle movement under DC voltage using the UHF technique. Electric Power Systems Research, 2008. 78(11): p. 1819-1825.

17. Hwang, J.G., et al. Modeling streamers in transformer oil: The transitional fast 3 rd mode streamer. in Properties and Applications of Dielectric Materials, 2009. ICPADM 2009. IEEE 9th International Conference on the. 2009: IEEE. 18. Walker, J., et al., M/DBT, new alternative dielectric liquids for transformers. CIGRE Technical Programme, 2012: p. D1-107.

19. Lu, W., et al. Lightning impulse breakdown performance of an inhibited Gas-To-Liquid (GTL) hydrocarbon transformer oil. in Dielectric Liquids (ICDL), 2014 IEEE 18th International Conference on. 2014: IEEE. 20. Tenbohlen, S. and M. Koch, Aging performance and moisture solubility of vegetable oils for power transformers. IEEE Transactions on Power Delivery, 2010. 25(2): p. 825-830.

21. Rao, U.M., Y. Sood, and R. Jarial. Review on ester based dielectric liquids for transformer insulation technology. in Condition Assessment Techniques in Electrical Systems (CATCON), 2015 International Conference on. 2015: IEEE. 22. Hosier, I., et al. Ageing behavior of vegetable oil blends. in Electrical Insulation and Dielectric Phenomena (CEIDP), 2010 Annual Report Conference on. 2010: IEEE. 23. Perrier, C. and A. Beroual, Experimental investigations on insulating liquids for power transformers: mineral, ester, and silicone oils.

IEEE Electrical Insulation Magazine, 2009. 25(6).

24. Fofana, I., et al. Ageing behaviour of mineral oil and ester liquids: a comparative study. in Electrical Insulation and Dielectric Phenomena, 2008. CEIDP 2008. Annual Report Conference on. 2008: IEEE. 25. Wang, Z., et al., Gas generation in natural ester and mineral oil under partial discharge and sparking faults. IEEE Electrical Insulation Magazine, 2013. 29(5): p. 62-70.

26. Xiang, C., et al., Comparison of dissolved gases in mineral and vegetable insulating oils under typical electrical and thermal faults. Energies, 2016. 9(5): p. 312.

27. Sbenaty, S.M., A QUADRUPOLE MASS SPECTROMETER BASED GAS ANALYZER FOR POWER TRANSFORMER FAULT ASSESSMENT. age. 2: p. 1.

28. Höhlein, I., et al. Transformer life management German experience with

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 condition assessment. in CIGRE SC12/A2 Colloquium, Merida Mexico. 2003.

29. Gomez, J.A., Experimental Investigations on the Dissolved Gas Analysis Method (DGA) through Simulation of Electrical and Thermal Faults in Transformer Oil. Essen: Universidad de Duisburg-Essen, 2014.

30. N’Cho, J.-S., Développement de nouvelles méthodes de diagnostic et de régénération des huiles pour transformateurs de puissance. 2011, Ecole Centrale de Lyon.

31. Berti, R., F. Barberis, and C. RICERCA–Italy. Experimental characterization of ester based oils for the transformer insulation. in 19th Intl. Conf.

Electricity Distribution, Paper. 2007.

32. Prevost, T.A. Dielectric properties of natural esters and their influence on transformer insulation system design and performance - An update. in Power & Energy Society General Meeting, 2009. PES’09. IEEE. 2009: IEEE. 33. Moser, H.-P., et al., Transformerboard. 1979: H. Weidmann.

34. Moser, H., V. Dahinden, and H. Brechna, Transformerboard II: Properties and application of transformerboard of different fibres. 1987.

35. Mitchinson, P., et al., Tracking and surface discharge at the oil-pressboard interface. IEEE Electrical Insulation Magazine, 2010. 26(2).

36. Martin, D., T. Saha, and L. Mcpherson, Condition monitoring of vegetable oil insulation in in-service power transformers: some data spanning 10 years. IEEE Electrical Insulation Magazine, 2017. 33(2): p. 44-51.

37. Martin, D., et al. An overview of the suitability of vegetable oil dielectrics for use in large power transformers. in TJH2b Euro Tech. Conf. 2006.

38. Küchler, A. and F. Schober, HVDC Transformer Insulation-Oil Conductivity, in Cigré Technical Brochure 646. 2016, Cigré.

39. Lick, W., G. Pukel, and H. Muhr. New test method for dielectric breakdown voltage of insulating oils. in Electrical Insulating Materials, 2005.(ISEIM 2005). Proceedings of 2005 International Symposium on. 2005: IEEE. 40. Martin, R., et al., Experiences in service with new insulating liquids.

Working Group A2-35 CIGRE, 2010.

41. Liu, Z., Q. Liu, and Z.D. Wang, Effect of electric field configuration on streamer and partial discharge phenomena in a hydrocarbon insulating liquid under AC stress. Journal of Physics D: Applied Physics, 2016.

49(18): p. 185501.

42. Biller, P. A simple qualitative model for the different types of streamers in dielectric liquids. in Conduction and Breakdown in Dielectric Liquids, 1996, ICDL’96., 12th International Conference on. 1996: IEEE. 43. Massala, G. and O. Lesaint, Positive streamer propagation in large oil gaps: Electrical properties of streamers. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 1998. 5(3): p. 371-381.

44. Lesaint, O. and M. Jung, On the relationship between streamer branching and propagation in liquids: influence of pyrene in cyclohexane.

Journal of Physics D: Applied Physics, 2000. 33(11): p. 1360.

45. Doble, e.c., 2016 Survey (Report No. 109) of Electrical Insulating Mineral Oils. 2016.

46. Liu, Z., et al. Partial discharge behaviour of transformer liquids and the influence of moisture content. in 2014 IEEE 18th International Conference on Dielectric Liquids (ICDL). 2014: IEEE. 47. Bolliger, D.A., Comparison of PDIV in a Horizontal and Vertical Needle-Plane Geometry Arrangement IEC TR 61294: Rome.

48. Sipahutar, F., et al., The Implementation of Needle-Plane Electrode Configuration and Test Methods for Partial Discharge Inception Voltage Characteristic Measurement of Mineral Oil. International Journal on Electrical Engineering and Informatics, 2013. 5(2): p. 205.

49. Choi, S.-H. and C.-S. Huh, The Lightning Impulse Properties and Breakdown Voltage of Natural Ester Fluids Near the Pour Point. Journal of Electrical Engineering and Technology, 2013. 8(3): p. 524-529.

50. Jovalekic, M., et al., Performance of alternative insulating liquids at low temperature. ETG-Fachbericht-Grenzflächen in elektrischen Isoliersystemen, 2013.

51. Praxi, G.e.a., Static electrification in power transformers Cigre TB 170.

2000, Cigre Joint Working Group 12/15.13.

52. Zelu, Y., et al. Study on flow electrification hazards with ester oils. in

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

2011 IEEE International Conference on Dielectric Liquids. 2011: IEEE. 53. Vihacencu, M., A. Ciuriuc, and L. Marius. Experimental study of electrical properties of mineral and vegetable transformer oils. in International Conference on Innovation and Engineering Research. 2013.

54. Schneider, M.P., Plant-oil-based lubricants and hydraulic fluids. Journal of the Science of Food and Agriculture, 2006. 86(12): p. 1769-1780.

55. Rapp, K.J., et al., Additive for dielectric fluid. 2012, Google Patents.

56. ABB, Transformer Handbook. 2004, ABB. www. abb. com/transformers.

57. De Pablo, A. About the Interpretation Methods of Furans Analyses. in TJH2B Spain. 2016.

58. De Pablo, A. and B. Pahlavanpour, Furanic compounds analysis: a tool for predictive maintenance of oil-filled electrical equipment. Electra, 1997. 175(7): p. 9-31.

59. Pahlavanpour, B., M. Martins, and A. De Pablo. Experimental investigation into the thermal-ageing of Kraft paper and mineral insulating oil. in Electrical Insulation, 2002. Conference Record of the 2002 IEEE International Symposium on. 2002: IEEE. 60. Griffin, P., L. Lewand, and B. Pahlavanpour. Paper degradation by-products generated under incipient-fault conditions. in Proceedings of the 1994 International Conference of Doble Clients. 1994.

61. Schaut, A., S. Autru, and S. Eeckhoudt, Applicability of methanol as new marker for paper degradation in power transformers.

IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 2011. 18(2).

62. Matharage, S.Y., Q. Liu, and Z.D. Wang, Aging assessment of kraft paper insulation through methanol in oil measurement. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 2016. 23(3): p. 1589-1596.

63. Jiang, J., et al., Highly Sensitive Dissolved Hydrogen Sensor Based on Side-Polished Fiber Bragg Grating. IEEE Photonics Technology Letters, 2015. 27(13): p. 1453-1456.

64. Lakhotia, V., et al., Gas sensing systems and methods. 2014, Google Patents.

65. Weidmann, InsuLogix® H HYDROGEN MONITOR, in http://www.weidmann-diagnostics.com/images/InsuLogixH_2-1-2015.pdf. 2015.

66. Tenbohlen, S., et al. Dielectric performance and dissolved gas analysis of natural esters for application in power transformers. in CIGRE SC D1–Performance of Conventional and New Materials of High Voltage Apparatus, Colloquium, Hungary. 2009.

67. Singh, S. and M. Bandyopadhyay, Duval triangle: A noble technique for DGA in power transformers. International journal of electrical and power engineering, 2010. 4(3): p. 193-197.

68. Halstead, W., A thermodynamic assessment of the formation of gaseous hydrocarbons in faulty transformers. Journal of the Institute of Petroleum, 1973. 59(569): p. 239-41.

69. Cruz, V., A.L. Costa, and M.L. Paredes, Simulation of thermal decomposition of mineral insulating oil. Brazilian Journal of Chemical Engineering, 2015. 32(3): p. 781-794.

70. Duval, M. and J. Dukarm, Improving the reliability of transformer gas-in-oil diagnosis. IEEE Electrical Insulation Magazine, 2005. 21(4): p.

21-27.

71. Perrier, C., et al. DGA comparison between ester and mineral oils. in 2011 IEEE International Conference on Dielectric Liquids. 2011.

72. Wang, Z., et al., Fault gas generation in natural-ester fluid under localized thermal faults. IEEE Electrical Insulation Magazine, 2012. 28(6).

73. Duval, M., Recent developments in DGA interpretation. CIGRE TF D1. 01/A2. 11, 2006.

74. Hohlein, I., Unusual cases of gassing in transformers in service.

IEEE Electrical Insulation Magazine, 2006. 22(1): p. 24-27.

75. Scatiggio, F., M. Pompili, and R. Bartnikas, Effects of metal deactivator concentration upon the gassing characteristics of transformer oils. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 2011.

18(3).

76. Vrsaljko, D., V. Haramija, and A. Hadži-Skerlev, Determination of phenol, m-cresol and o-cresol in transformer oil by HPLC method.

Electric Power Systems Research, 2012. 93: p. 24-31.

15

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Wybrane aspekty prób odbiorczych transformatorowych przesuwników fazowych – studium przypadku Streszczenie: Transformatorowy przesuwnik fazowy jest używany do sterowania przepływem mocy w złożonej sieci elektroenergetycznej, obecnie przede wszystkim w obszarze sieci przesyłowej oraz dystrybucyjnej. Poprzez jego zastosowanie możliwe jest kontrolowanie planowanych i nieplanowanych przepływów mocy wymiany między-obszarowej [3] oraz odciążanie przeciążonych fragmentów sieci. Zakres możliwości regulacyjnych transformatorowego przesuwnika fazowego silnie zależy zarówno od jego poziomu obciążenia, warunków pracy sieci, jak i jest związany z zastosowanym typem konstrukcji.

W artykule omówiono ogólne cechy pracy transformatorowych przesuwników fazowych, przedstawiając wybrane zagadnienia prób odbiorczych, zwracając szczególną uwagę na charakterystyczne stany pracy. Poddano analizie wyniki pomiarów dwóch typów transformatorowych przesuwników fazowych, skupiając uwagę na możliwościach praktycznego ich wykorzystania do celów analiz możliwości pracy w warunkach sieciowych.

Słowa kluczowe: system elektroenergetyczny, regulacja przepływu mocy, transformator, przesuwnik fazowy, testowanie.

Summary: The Phase Shifting transformer (PST) is used to control the flow of electical power in a complex power grid, and

today it is used in the area of transmission and distribution networks. Through its use, it is possible to control planned and unplanned power flows between the area-to-area exchange [2] and offloading of overloaded network fragments. The scope of PST’s control capabilities strongly depends on its load level, network operation conditions and both are related to the type of construction used. The article discusses the general features of the work of phase shifters, also presenting selected issues of acceptance tests, paying special attention to the characteristic states of work. The results of measurements of two types of PST were analyzed, focusing on the possibilities of their practical use for analyzing the possibilities of working in network conditions.

Key words: Power system, Power Flow Control, Power Transformer, Phase Shifting Transformer, Testing

1. Wstęp Niegdyś system elektroenergetyczny (SEE) był obszarowo ograniczony do terytorium danego kraju i był zarządzany przez dedykowanego operatora systemu przesyłowego. Obecnie skład SEE tworzą sieci nie jednego lecz wielu

połączonych ze sobą krajów, a połączenia takie określane są jako połączenia „transgraniczne”. Korzyści jakie wynikają z tego typu połączeń to niewątpliwie wzajemne rezerwowanie zasobów mocy elektrycznej dla danego obszaru energetycznego. Jednakże rozwiązania takie to nie tylko korzyści, lecz czasem

i utrudnienia tj.: nieplanowane przepływy kołowe mocy [2], które wpływają na ograniczenia zdolności przesyłowych wewnątrz danego obszaru sieci, przeciążając odcinki linii przesyłowych. Prowadzi to do zmniejszenia dostaw energii elektrycznej odbiorcom w danym obszarze. W krytycznych

Rys. 1. Uproszczony schemat sieci dwustronnie zasilanej z uwzględnieniem regulacji przepływu mocy przez TPF

16

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 sytuacjach może dojść do wyłączenia danego ciągu liniowego poprzez zadziałanie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej [4], [10], [11]. Środkiem zaradczym dla tego typu zjawisk jest instalowanie w strategicznych punktach sieci Transformatorowych Przesuwników Fazowych (TPF). Za ich pośrednictwem możliwa jest kontrola mocy przepływającej w gałęzi, w której jest zainstalowany, oddziałując również na zmianę rozpływu mocy w otoczeniu sieciowym (Rys.1).

Bazując na przedstawionym fragmencie sieci (Rys.1), w układzie dwumaszynowym zostanie wyjaśniona zasada regulacji mocy w sieci elektroenergetycznej przez zastosowanie TPF. Aby moc generowana przez źródło 1 (100 MV·A) mogła zostać przesłana do odbiornika 2, musi występować różnica kątów fazowych φ wektora napięcia U1 względem wektora napięcia U2.

W omawianym układzie źródło (1) i obciążenie (2) połączone są równolegle liniami L1 i L2 (zakłada się równe wartości impedancji linii ZL1 = ZL2). Różnica kąta fazowego φ powiększona będzie o stratę napięcia ΔUL1 i ΔUL2 występującą na liniach L1 i L2 wskutek przepływającego prądu IL1 i IL2 przez impedancję linii ZL1, ZL2. Przy założonych jednakowych wartościach impedancji linii przesyłana moc pomiędzy źródłami będzie rozkładana równomiernie SL1 = SL2 = 49 MV·A. Moc S2, jaka dociera do odbiornika, jest pomniejszona o składnik strat mocy przesyłowych ΔP. W takim układzie nie ma możliwości regulowania przepływu mocy pomiędzy systemami. Moc przesyłana zawsze będzie się rozkładać równomiernie w zależności od parametrów linii przesyłowych łączących systemy.

Sposobem na regulację przepływającej mocy jest zainstalowanie elementu, który umożliwi wprowadzenie dodatkowego przesunięcia fazowego pomiędzy wektorami napięć U1 i U2. Jednym z takich elementów jest TPF. Za jego pośrednictwem wprowadzany jest dodatkowy kąt przesunięcia fazowego α, dzięki czemu możliwe jest regulowanie wypadkowego kąta przesunięcia fazowego δ pomiędzy systemami.

Do analizowanego układu (Rys.1) wprowadzono TPF, instalując go szeregowo w ciągu liniowym linii L2. Obszar regulacji przesunięcia kąta fazowego α mieści się w zakresie wartości dodatnich α(+) oraz ujemnych α(-).

Dzięki temu możliwe jest regulowanie zarówno wartością, jak i kierunkiem przepływającej mocy. W przypadku wprowadzenia:

Rys. 2. Poglądowy schemat a) przesuwnika fazowego, b) kierunku zwrotu wektora ΔU Tabela 1 - Rozwiązania konstrukcyjne TPF [9] Liczba kadzi Liczba rdzeni

1 lub 2-kadziowe 1-rdzeniowe

2-rdzeniowe

Sposób połączeń symetryczne asymetryczne heksagonalne symetryczne

yy ujemnego przesunięcia fazowego α(-), moc regulowana jest w kierunku „hamowanie” co oznacza zmniejszenie wartości wypadkowego kąta fazowego δ pomiędzy napięciami U1 i U2 w gałęzi z zainstalowanym TPF (linia L2), przez co moc przepływająca ulegnie zmniejszeniu (Rys.1 i Rys. 2c) z |PL2|=49 MV·A na |PL2|=19 MV·A, przy jednoczesnym oddziaływaniu na wartość mocy przesyłanej linią L1 (bez TPF) – zwiększając wartość przepływającej mocy z |PL1|=49 MV·A do |PL1|=79 MV·A. yy dodatnie przesunięcie fazowe α(+), moc regulowana jest w kierunku „wspomaganie”, przez co zmiana rozpływu mocy kształtuje się odwrotnie w stosunku do poprzedniego przypadku. Tym razem moc przepływająca w gałęzi z TPF (linia L2) jest większa (79 MV·A), przy jednoczesnym zmniejszeniu przesyłu mocy linią bez TPF (19 MV·A).

Wskazuje się, że regulując jedynie wartość kąta fazowego α bez zmiany amplitudy napięć strony U1 lub U2, uzyskuje się jedynie regulację mocy czynnej.

Zmieniając wartość modułu jednego z napięć oraz kąta fazowego pomiędzy nimi możliwa jest regulacja mocy czynnej oraz biernej. Zależnie od wybranego typu konstrukcji TPF (symetryczny / asymetryczny) możliwe jest uzyskanie obu wspomnianych efektów regulacji (moc czynna i bierna).

W przedstawionych uproszczonych rozważaniach regulacja mocy odbywała się poprzez wprowadzanie dodatkowego przesunięcia kąta fazowego α pomiędzy wektorami napięć.

Dla takich rozważaniach TPF traktuje się jako element bezimpedancyjny, który jedynie wprowadza dodatkowy składnik α. W rzeczywistości TPF po-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

asymetryczne

siada impedancję wewnętrzną, która istotnie wpływa na zakres możliwości regulacyjnych w kierunku dodatnim i ujemnym (z różnym skutkiem). Aspekt ten zostanie szczegółowo omówiony w dalszej części opracowania. Jednak przed tym istotne jest opisanie zasady wprowadzania dodatkowego kąta przesunięcia fazowego α w stanie bez obciążenia, dzięki czemu możliwe będzie łatwe zrozumienie wpływu impedancji wewnętrznej TPF na możliwości regulacyjne.

2. Zasada działania TPF Przesuwnik fazow y w ykonany w oparciu o jednostki transformatorowe w ogólnym schemacie reprezentowany jest jako element wprowadzający dodatkowe przesunięcie fazowe α oraz jego wewnętrzna impedancja zastępcza uzwojeń (rys. 1).

Zależnie od wymagań, jaka moc powinna być regulowana, wybierany jest odpowiedni typ konstrukcyjny TPF. Dla przykładu, chcąc regulować wartość przepływającej mocy czynnej, stosowane jest rozwiązanie symetryczne – regulacja kąta fazowego pomiędzy stroną umownie nazwaną źródłową „S” (ang. Source) a obciążenia „L” (ang. Load) (Rys. 2). W celu regulacji mocy biernej i czynnej stosowane jest rozwiązanie asymetryczne – regulacja kąta fazowego oraz amplitudy strony obciążenia „L”. Wyróżnia się wiele typów konstrukcji TPF, w sposób uproszczony w tabeli 1 przedstawiono dwa kryteria podziału, tj.: ze względu na liczbę rdzeni oraz sposób połączeń (regulacji).

Podstawowa koncepcja regulacji kąta fazowego w TPF (bez względu na typ) polega na wprowadzeniu do układu dodatkowego napięcia (ΔU – ang. Qu-

17

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 a)

b)

Rys. 3. Układ połączeń uzwojeń symetrycznego przesuwnika fazowego b) wykres wektorowy napięć na poszczególnych etapach transformacji

adrature Voltage) do napięcia występującego w torze głównym, w celu zwiększenia lub zmniejszenia wartości przepływającej mocy czynnej (zależnie od zwrotu wektora napięcia ΔU). Wyjaśnienie zasady regulacji kąta fazowego poprzez wprowadzenie napięcie dodawczego zostanie omówione na przykładzie dwukadziowego symetrycznego przesuwnika fazowego (Rys. 3a). W tym celu stworzono odpowiadający wybranemu typowi konstrukcji wykres wektorowy napięć fazowych (Rys. 3b).

2.1. Transformator szeregowy - TS

TS jest głównym elementem TPF, którego uzwojenie pierwotne włączone jest szeregowo w obwód pomiędzy stronami „S” i „L”. W wykonaniu symetrycznym TPF uzwojenie pierwotne TS składa się z dwóch części podzielonych symetrycznie (rys.3a).

Pomiędzy wydzielonymi częściami uzwojenia pierwotnego TS wykonane jest galwaniczne połączenie z pierwotnym uzwojeniem TD. Uzwojenie wtórne TS połączone jest w układzie trójkąta, które zasilane jest poprzez wtórne uzwojenie TD (regulacyjne) z uwzględnieniem odpowiedniego przyłączenia faz, tak aby wprowadzane napięcie dodawcze było usytuowane pod kątem 90˚ lub -90˚ (zależnie od wysterowania) względem danej fazy.

2.3. Transformator dodawczy - TD

TD jest elementem TPF, który wpływa w sposób pośredni na kształtowanie wartości kąta fazowego pomiędzy stronami „S” i „L” TS w zadanym zakresie wynikającym z jego parametrów znamionowych. Uzwojenia strony pierwotnej są skojarzone w układzie gwiazdy z wyprowadzonym i uziemionym punktem neutralnym. Początki uzwojeń strony pierwotnej TD są galwanicznie połą-

18

czone pomiędzy symetrycznie rozdzielone cewki strony pierwotnej TS (Rys. 3). Umożliwia to regulację jedynie fazy pomiędzy wektorami napięć stron „S” i „L” bez zmiany amplitudy napięcia UL. Cewki uzwojenia wtórnego TD są również skojarzone w układzie gwiazdy z wyprowadzonym i uziemionym punktem zerowym. Poszczególne fazy tego uzwojenia zasilają obwód uzwojenia trójkąta TS (rys.3) w taki sposób, aby fazor napięcia dodawczego ΔU wprowadzanego do uzwojenia pierwotnego TS był zorientowany względem danej fazy TS pod kątem 90˚ (rys.

3b). Uzwojenie wtórne TD wyposażone jest w podobciążeniowy przełącznik zaczepów (PPZ), za pomocą którego regulowana jest wartość amplitudy napięcia dodawczego |ΔU|, co przekłada się na możliwość regulacji kąta α. W transformatorach mocy PPZ jest instalowany u części aktywnej uzwojenia strony górnego napięcia z uwagi na mniejszą wartość prądów obciążenia. Dzięki takiemu rozwiązaniu możliwe są do zastosowania rozwiązania konstrukcyjne PPZ o mniejszych gabarytach oraz zdolnościach łączeniowych. Zakres stopnia regulacji napięcia w transformatorach mocy mieści się w zakresie ±10% wartości napięcia znamionowego. Wspomniano o typowych instalacjach PPZ w transformatorach mocy, aby wykazać na znaczące różnice względem ich instalowania w TPF. Dla przykładu dwurdzeniowego TPF przełącznik zaczepów instalowany jest w TD w części aktywnej uzwojenia strony dolnego napięcia. Zakres regulacji przekładni zwojowej mieści się w zakresie 0 – 100% wartości napięcia znamionowego strony dolnego napięcia. Przez co zmianie ulega wartość kąta fazowego również w granicach od 0 do 100% zaprojektowanego zakresu regu-

lacji. Znając wartość kąta przesunięcia fazowego, możliwe jest obliczenie wartości napięcia dodawczego ΔU: (1) Faza napięcia ΔU jest natomiast regulowana poprzez rekonfigurację połączeń początków i końców uzwojenia wtórnego TD, co przekłada się na zmianę znaku kąta α(-) lub α(+). Zmiana znaku kąta fazowego w TPF odbywa się poprzez zmianę kierunku zwrotu fazora napięcia dodawczego ΔU, a tego dokonuje się poprzez zmianę układu połączeń (zmianę biegunowości) cewek uzwojenia trójkąta TS. Przykładem może być zastosowanie przełącznika kierunku ARS (ang. Advance Retard Switch).

Zawsze ma on dwie pozycje operacyjne i jedną pośrednią (rys.4): yy „A” (ang. advanced – wspomaganie) – uzwojenia wtórne TS połączone są przeciwsobnie, w tej pozycji przełącznika ARS regulacja kąta odbywa się w zakresie dodatnim, ponieważ „wprowadzany” fazor napięcia dodawczego skierowany jest zgodnie ze stratą napięcia występującą w gałęzi z TPF, przez co wypadkowa strata napięcia zostaje powiększona o składnik napięcia dodawczego. yy „0” – uzwojenia wtórne TS są zwarte, w tej pozycji przełącznika ARS nie ma możliwości regulacji kąta; jest to pozycja neutralna, a przesunięcie fazy pomiędzy stronami „S” i „L” wynika jedynie z obecności impedancji własnej TS. yy „R” (ang. retard – hamowanie) – w tej pozycji przełącznika ARS regulacja kąta odbywa się w zakresie ujemnym, „wprowadzany” fazor napięcia dodawczego skierowany jest przeciwnie do fazora straty napięcia wy-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 stępującego w gałęzi z TPF, przez co wypadkowa strata napięcia zostaje zmniejszona o składnik napięcia dodawczego.

Zmiana pozycji przełącznika ARS może nastąpić tylko w przypadku, gdy PPZ znajduje się w pozycji minimalnej, co oznacza brak napięcia w obwodzie uzwojenia wtórnego TD [7].

Rys. 4. Stany pracy przełącznika kierunku mocy ARS [4]

3. TPF w stanie obciążenia TPF działają między systemami mającymi tą samą częstotliwość i kolejność faz. Napięcia mogą różnić się wartością i kątem fazowym. Aby poznać warunki pracy TPF w stanie obciążenia, należy podzielić TPF na dwie składowe (Rys.5) [2]: I. Idealny transformator bez strat (impedancja wewnętrzna Z=0 Ω), który reguluje tylko kąt fazowy pomiędzy stronami, II. Transformator o przekładni zwojowej 1:1 z uwzględnieniem strat (impedancja wewnętrzna Z > 0 Ω).

Schemat opracowano wg [2], zaczynając od strony „L”, gdzie znane są napięcie UL i prąd IL. Dodanie spadku napięcia występującego na impedancji wewnętrznej Z TPF,:

Rys. 5. Uproszczony schemat zastępczy TPF na potrzeby analiz stanu pracy pod obciążeniem

(2) do napięcia UL powoduje napięcie UL0, które występuje wewnątrz TPF i jest niemierzalne. Napięcie to jest obracane zgodnie z ruchem wskazówek zegara, albo przeciwnie, zależnie od pozycji przełącznika ARS: hamowanie lub wspomaganie. Kąt α określa przesunięcie fazowe TPF w stanie bez obciążenia, kąt αL_A określa wartość kąta przesunięcia fazowego w stanie obciążenia dla pozycji wspomaganie „A” i αL_R dla pozycji hamowanie „R”. W stanie obciążenia wartości napięć UL i UL* są od siebie różne. Zakładając różne stany pozycji przełącznika ARS, co jest obrazowane jako dodatnia lub ujemna wartość kąta α, przedstawiono wykresy wektorowe dla charakterystycznych stanów pracy TPF w stanie obciążenia przy różnym współczynniku mocy cosφ.

Wartość kąta wewnętrznego β przedstawiona na schematach (Rys.6) zależy od wartości stanu obciążenia TPF (wartość i charakter – cosφ) oraz impedancji wewnętrznej. Przedstawioną zależność można przedstawić matematycznie: (3) Dla współczynnika mocy cosφ=1, wartość kąta wewnętrznego β wynosi:

Rys. 6. Wykresy wektorowe prądów i napięć TPF w stanie różnego obciążenia [1] Tabela 2 – Możliwe do wykonania pomiary TPF ze względu na miejsce pomiaru [2] Testy rutynowe yy Rezystancja czynna uzwojeń yy Przekładnia napięciowa yy Przesunięcie fazowe w stanie: *bez obciążenia *po obciążeniem yy Diagnostyka PPZ yy Napięcie zwarcia yy Straty obciążeniowe i jałowe yy Próby dielektryczne: * rezystancja izolacji i tgδ yy Pojemność uzwojeń yy Analiza DGA

Testy typu yy yy yy yy

Stała czasowa (próba grzania) Próby dielektryczne typu Poziom hałasu Impedancja składowej zerowej yy Moc pobierana przez układ chłodzenia

Uwzględniając kąt wewnętrzny β, kąt regulacji TPF w stanie obciążenia przyjmuje wartość: (5) Dla pozycji wspomagania „A”:

(4)

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

(6)

Testy specjalne yy Specjalne próby dielektryczne yy Próby zwarciowe yy Odpowiedź częstotliwościowa SFRA yy Testy mechaniczne yy Waga

Dla pozycji hamowania „R”: 7) Znając zasadę regulacji kąta fazowego α w różnym stanie pracy TPF, można przejść do omówienia wyników przeprowadzonych pomiarów.

19

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 4. Wyniki pomiarów TPF

Tabela 3 – dane obiektów pomiarowych

Ze względu na specyficzną budowę TPF, zakres możliwych do wykonania pomiarów jest różny w zależności od miejsca przeprowadzanych pomiarów.

Jeżeli TPF znajduje się na stacji prób w fabryce, możliwa jest do wykonania znacznie większa liczba relatywnych do oceny prób i pomiarów. Wynika to z faktu, że TPF przed wysłaniem go na docelowe miejsce instalacji wyposażony jest w dodatkowe zaciski pomiarowe (tymczasowe izolatory przepustowe) zainstalowane na końcach uzwojenia wtórnego TD oraz uzwojenia trójkąta TS. W tabeli 2 zestawiono możliwe do wykonania próby i pomiary TPF. W dalszej części publikacji przedstawione zostaną wyniki pomiarów dla wybranych prób testów rutynowych oraz pomiaru impedancji składowej zerowej (testy ty-

TPF_1

TPF_2

1 200 MV·A Symetryczny, dwurdzeniowy 410 / 410 kV

500 MV·A Symetryczny, dwurdzeniowy 230 / 230 kV

± 20,1˚. +13,4˚ / -28,6˚ TAK 32A / 32R (łącznie 65) IIId / YNyn0 410 / 0÷110 kV

± 10,0˚. +8,9˚ / -11,1˚ NIE 12+ / 12- (łącznie 25) IIId / YNyn0 230 / 0÷52,9 kV

Dane obiektu

Moc przechodnia Typ konstrukcji Napięcie znamionowe Regulacja kąta fazowego: - bez obciążenia - obciążenie znamionowe ARS Ilość stopni regulacji Grupa połączeń Przekładnia TD

Tabela 4 – Wyniki pomiarów impedancji Z1 i Z0 wewnętrznej TPF i TR TPF IIIdYNyn0, 410/410 kV, 1200 MVA PPZ Min

α

Z1

Z0

TPF IIIdYNyn0, 230/230 kV, 500 MVA α Z1 Z0

α

TR YNd11 115/16,5 kV, 25 MVA Z1 Z0

˚

Ω

Ω

˚

Ω

Ω

˚

Ω

Ω

-20

0,41 + j16,22

0,32 + j12,42

-10

0,28 + j1,96

0,19 + j0,84

330

9,11 + j277,69

10,38 + j114,25

0

0

0,33 + j11,57

0,32 + j12,42

0

0,23 + j1,21

0,19 + j0,84

330

6,68 + j188,544

6,53 + j79,21

Max

20

0,41 + j16,22

0,32 + j12,42

10

0,28 + j1,96

0,19 + j0,84

330

4,67 + j123,40

3,82 + j54,15

TPF_1 (1200) oraz TPF_2 (500 MV·A)

TR YNd11 115/16.5 kV, (25 MV·A)

Rys. 7. Zależność zmian impedancji wewnętrznej dla TPF oraz klasycznego transformatora

pu). Urządzenie pomiarowe wykorzystane do pomiarów charakteryzuje się m.in.

[8]: 3-fazowe źródło mocy (2,4 kW), napięcie pomiarowe AC: 400 V (LL), 230 V (LN), prąd pomiarowy AC/DC: 3x33 A, 1x100 A. Dane testowanych obiektów wraz z ich specyfikacją zostały podane w tabeli 3.

Ze względu na obszerny zakres możliwych do wykonania prób i testów ograniczono się do scharakteryzowania wyników pomiarów tylko dla najbardziej ciekawych przypadków (wg subiektywnej oceny autora).

Wyznaczanie napięcia zwarcia TPF TPF, z uwagi na to, że jest specjalnym typem transformatora, charakteryzuje się również nietypowymi zależno-

20

ściami zmian impedancji wewnętrznej dla składowej zgodnej Z1 oraz zerowej Z0. Dla porównania w tabeli 4 zestawiono wyniki pomiarów impedancji zwarcia dla przedmiotowych TPF oraz dla klasycznej jednostki transformatora 2-uzwojeniowego (TR) 115/16,5 kV o mocy znamionowej 25 MV·A oraz grupie wektorowej YNd11. Analizując wyniki próby wyznaczenia napięcia zwarcia dla TPF_1 i 2 można zauważyć dużą różnicę wartości impedancji wewnętrznej (na poziomie 827%) przy nieco ponad dwukrotnej różnicy wartości mocy przechodniej. Wartości dla obu TPF wynikają przede wszystkim z wykonania jedno i dwu-kadziowego. Wartość impedancji wewnętrznej silnie de-

terminuje możliwości regulacyjne TPF w warunkach pracy sieciowej (pod obciążeniem). W obu przypadkach TPF_1 i 2 wartości impedancji składowej zerowej Z0 są niezależne od pozycji PPZ. Wynika to z układu polaczeń TD w układzie podwójnej gwiazdy z obustronnie uziemionym punktem neutralnym. Dla porównania zestawiono wyniki pomiarów składowej zerowej klasycznego transformatora (TR), gdzie wartość ta jest zmienna i zależy od pozycji PPZ. Próby wyznaczania napięcia zwarcia dla składowej zgodnej i zerowej wykonano zgodnie z wymaganiami zawartymi w [1]. Na rysunku 7 przedstawiono graficzną interpretację wyników pomiarów (tabela 4).

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Tabela 5 - wyniki pomiarów zakresu regulacji kąta α TPF IIIdYNyn0, 410/410 kV, 1200 MVA

TPF IIIdYNyn0, 230/230 kV, 500 MVA

PPZ

Max -

0

Max +

Max -

0

Max +

ϑ

1,0 V/V

1,0 V/V

1,0 V/V

1,0 V/V

1,0 V/V

1,0 V/V

α0

-20,1˚

0,0˚

+20,1˚

-10,0˚

-0,6˚

+10,0˚

αobc

-26,8˚

-5,6˚

+13,4˚

-11,1

-20,1˚

+8,9˚

a) Zakres zmian kąta fazowego α

b) Zakres zmian mocy czynnej i biernej

c) Zakres zmian napięcia dodawczego ΔU

d) Przebiegi prądów i napięc strony „S” i „L” (32R)

Rys. 8. Zależności a) kąta fazowego α, b) regulacji mocy czynnej i biernej, c) napięcia dodawczego ΔU w funkcji PPZ

Opisane zależności zmian impedancji zwarcia Z1 oraz Z0 mogą być niemalże bezcenną informacją dla osób zajmujących się wyznaczaniem nastaw elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej oraz osób prowadzących obliczenia sieciowe. Istotne jest, aby mieć świadomość, że pomimo tego iż TPF jest transformatorem, to należy jednak przy analizach sieciowych uwzględnić jego specyfikę pracy oraz charakterystykę zwarciową. Wyznaczenie napięcia zwarcia, przez co de facto wyznaczana jest impedancja wewnętrzna, jest niezbędną informacją do obliczania zdolności regulacyjnych TPF w warunkach rzeczywistej pracy. Aspekt ten został rozwinięty w dalszej części publikacji.

Pomiar kąta przesunięcia fazowego w stanie jałowym oraz wyznaczenie wartości regulacyjnych dla pracy pod obciążeniem Z punktu widzenia przeznaczenia badanego obiektu istotny jest pomiar możliwości regulacyjnych kąta przesunięcia fazowego α pomiędzy zaciskami stron „S” i „L” w stanie bez obciążenia.

Pomiar możliwy jest jedynie przy wykorzystaniu źródła 3-fazowego napięcia przemiennego. W tym celu zasilono stronę „S” napięciem międzyfazowym o wartości 400 V, dokonując pomiaru napięć zespolonych strony „L” – wyznaczono obliczeniowo przekładnię oraz kąt przesunięcia fazowego.

Przekładnia napięciowa pomiędzy stro-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

nami „S” i „L” TS umożliwia identyfikację typu badanego TPF. Jeżeli w całym zakresie regulacji kąta fazowego wartość napięcia po stronie „L” jest niezmienna (tabela 5), oznacza to, że badany TPF jest w wykonaniu symetrycznym. Wynika to z faktu, że napięcie dodawcze ΔU (rys.3b) jest wprowadzane do toru głównego względem symetrycznie podzielonych cewek (rys.3a). Gdyby przekładnia napięciowa pomiędzy stronami ulegała zmianie (tabela 5), świadczyłoby to o tym, że badany TPF jest w wykonaniu asymetrycznym. Pomiar kąta przesunięcia fazowego w stanie bez obciążenia umożliwia określenie zdolności regulacyjnych w stanie obciążenia (wartości kąta fazowego αobc).

W tabeli 5 zestawiono wyniki pomia-

21

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Obciążenie dynamiczne

Obciążenie statyczne

Rys. 9. Charakterystyczne stany pracy TPF w stanie obciążenia dynamicznego i statycznego

rów dla stanu pracy bez i ze znamionowym obciążeniem mocą przechodnią TPF_1 – 1 200 MV·A, TPF_2 – 500 MV·A. Widoczny jest znaczący wpływ impedancji wewnętrznej na przesunięcie się punktu pracy TPF w stanie obciążenia. Przykładowo dla TPF_1 zakres regulacji kąta α zmienił się z ± 20,1˚ na (-26,8˚ ÷ +13,4˚), dla porównania dla TPF_2 z ± 10,0˚ na (-11,1˚ ÷ +8,9˚). Różnice możliwości regulacyjnych w stanie pod obciążeniem wynikają z impedancji własnej danego TPF, a więc straty napięcia wprowadzanej do toru głównego, co powoduje zmianę wartości kąta fazowego αobc w zależności od stopnia i charakteru obciążenia (cosφ). Przedstawione zależności jednak nie dają użytkownikowi TPF pełnej informacji o jego możliwościach regulacyjnych w warunkach pracy w sieci czyli w układzie dwustronnie zasilanym (Rys. 1). W takich warunkach sieciowych TPF będzie cechował się innymi możliwościami regulacyjnymi kąta αobc z uwagi na fakt, iż zarówno do strony „S”, jak i „L”, są przyłączone odbiorniki aktywne, przez co zakres regulacji będzie inny. W celu zobrazowania zjawiska posłużono się wynikami symulacji komputerowych z wykorzystaniem złożonego modelu TPF w aplikacji w układzie dwumaszynowym (Rys. 9). Wykorzystano w tym celu środowisko programistyczne Matlab. Systemy zastępcze SE_1 i SE_2

22

Rys. 10. Wyniki pomiarów a) grupy wektorowej oraz b) napięcia dodawczego TD

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 posiadają kąty przesunięcia fazowego równe 0˚. Przeprowadzono analizę regulacji kąta α w pełnym możliwym zakresie tzn. 32A ÷ 32R (-26,8˚ ÷ +13,4˚).

Przedstawionemu zakresowi regulacji kąta fazowego α (Rys. 8a) odpowiada możliwość zmiany wartości i kierunku przepływającej mocy czynnej (±1200 MVA) i biernej (Rys. 8b). Jak już omówiono wcześniej zmiana kąta fazowego α odbywa się poprzez zmianę wprowadzanego do toru głównego napięcie dodawczego ΔU (rys.8c); zmienia się zarówno jego moduł, jaki faza. Rys. 8a obrazuje rzeczywisty zakres możliwości regulacyjnych TPF_1 w stanie pracy w warunków sieciowych (-13,33˚ ÷ +13,28˚), dla porównania z wynikami obliczeń z przeprowadzonych pomiarów (-26,8˚ ÷ +13,4˚). Dla zrozumienia różnicy dyspozycji regulacji kąta α sporządzono poglądowe schematy (Rys. 9), gdzie zaznaczono stany pracy TPF w przypadku obciążenia dynamicznego (układ dwumaszynowy) oraz obciążenia statycznego w postaci elementu RLC. W pierwszym omawianym przypadku oprócz zmiany wartości przepływającej mocy zmianie ulega również jej kierunek, co skutkuje zmianą zwrotu fazowej straty napięcia UTPF na impedancji wewnętrznej Z TPF. W sytuacji występowania obciążenia statycznego, zmieniając wartość kąta α, zmieniać można jedynie wartość przepływającej mocy bez możliwości oddziaływania na jej kierunek (zwrot).

Omówione zależności, zwłaszcza rzeczywisty zakres regulacji kąta α, stanowią istotną informację dla użytkownika TPF, ponieważ określają dyspozycyjność regulacyjną obiektu.

Pomiary TD

Wykonując pomiary TPF w miejscu jego produkcji, możliwe jest również dokonanie pomiarów dla TD. W tym celu wykorzystywane są tymczasowo montowane izolatory przepustowe, które po wykonanych próbach są demontowane. Pierwszym możliwym do wykonania pomiarem dla TD jest sprawdzenie przekładni napięciowej w funkcji pozycji PPZ (PPZ znajduje się po stronie wtórnej jednostki TD – patrz Rys. 3). Dla przykładu omówiony zostanie przypadek TPF_1. Wartość napięcia dla zaczepu 1 ÷ 32 (rys.10b) zmienia się w granicach od 0 do 82 kV (napięcie międzyfazowe). Pozycja 0 odpowiada zmianie biegunowości połączeń początków i końców uzwojenia regulacyjnego (Rys. 4). Na tabliczce znamionowej TPF_1 (tabela 3) można zauważyć grupę połączeń IIId/YNyn0. co

oznacza układ połączeń uzwojeń podwójnej gwiazdy z wyprowadzonym punktem neutralnym po obu stronach bez przesunięcia godzinowego pomiędzy stronami. Wskazuje się, że takie podejście do oznaczania jest pewnym uproszczeniem – aby umożliwić zmianę kierunku przepływu mocy dla TPF w uzwojeniu strony wtórnej TD następuje rekonfiguracja układu połączeń początków i końców cewek fazy A, B, C (pozycja A – 0 – B), co w konsekwencji prowadzi do zmiany grupy wektorowej. Regulując fazę pomiędzy stronami TPF w zakresie „wspomagania”, przesunięcie godzinowe pomiędzy stronami TD wynosi 0 – 0˚ (Rys. 10a), czyli oznaczenie YNyn0 jest prawidłowe. Natomiast, aby zmienić zakres regulacji kąta α w zakresie „hamowania”, zmianie ulega grupa wektorowa z 0 na 6 (180˚) (Rys. 10a), co pozwala na zmianę orientacji wektora napięcia dodawczego ΔU – przy czym wówczas grupa wektorowa wynosi YNyn6.

3. Podsumowanie TPF jest elementem SEE znanym już od lat 70 ubiegłego wieku. Początkowo stosowany jedynie w Stanach Zjednoczonych. W późniejszych latach znalazł również zastosowanie w pozosta-

łej części świata. Zawsze jednak był instalowany w strategicznych punktach sieci, przede wszystkim na poziomie sieci przesyłowej. Aktualny stan oraz trend rozwijającej się energetyki zawodowej spowodował, że TPF stał się elementem wykorzystywanym nie tylko w sieci przesyłowej, ale i również na poziomie sieci dystrybucyjnej. Powodem jest przede wszystkim zwiększenie na rynku energetycznym udziału energii elektrycznej pochodzącej od niesterowalnych źródeł tj.: farm wiatrowych czy farm fotowoltaicznych.

Mając na względzie rosnącą liczbę TPF instalowanych w sieci, należy poszerzać stan wiedzy osób zajmujących się ich eksploatacją. Przedstawione wyniki pomiarów oraz ich dyskusja pozwalają spojrzeć z nieco innej perspektywy na wyniki pomiarów np. przekładni napięciowej, gdzie nie jest to niczym nowym dla transformatora klasycznego. Jednakże w zastosowaniu dla TPF pomiar ten może dawać nieco większą ilość użytecznych informacji.

Tomasz BEDNARCZYK, OMICRON Energy Solutions Polska, Politechnika Śląska (Instytut Elektroenergetyki i Sterowania Układów) n

Literatura [1]. IEC 60076-52-1202:2017. Power transformers – Part 57-1202: Liquid immersed phase-shifting transformers [2]. IEC 62032:2012: IEEE Guide for the Application, Specification, and Testing of Phase-Shifting Transformers.

[3]. Korab R, Owczarek R., Impact of phase shifting transformers on cross-border power flows in the Central and Eastern Europe region. Bulletin of the Polish Academy of Sciences Technical Sciences, 64 (2016), nr 1, 127-133 [4]. Bednarczyk T., Szablicki M., Halinka A., Rzepka P: Structure of the automatic protection of a 2-tank symmetric phase shifting transformer. Acta Energetica, 9 (2018), nr 3, 4-13 [5]. Bednarczyk T., Jaros A., Plath C.: Novel Approach for testing Phase Shifting Transformer. Transformer magazine, Issue 01/2019.

[6]. Jemielity J., Opala K., Ogryczak T.: System Sterowania Przesuwnikami Fazowymi SSPF w SE Mikułowa. IEN Gdańsk 2014.

[7]. COMTAP ARS, Technical Data TD 1889046/03. Maschinenfabrik Reinhausen GmbH 2010.

[8]. TESTRANO 600 User Manual. OMICRON electronics GmbH 2018.

[9]. Electric Power transformer Engineering. CRC Press LLC, 2004.

[10]. A.Halinka, P.Rzepka, M.Szablicki: „Przenoszenie” zwarć niesymetrycznych przez przesuwniki fazowe. Forecasting in electric power engineering. Przegląd elektrotechniczny, 93 (2017), nr 4, 109-112.

[11]. A.Halinka, P.Rzepka, M.Szablicki: Warunki działania zabezpieczeń odległościowych linii w układach sieciowych z przesuwnikami fazowymi. Studium przypadku. Przegląd elektrotechniczny, 93 (2017), nr 3 28-31.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

23

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Postępy w monitorowaniu wyładowań niezupełnych w izolacji transformatorów energetycznych Streszczenie W artykule opisano system monitorowania ciągłego wyładowań niezupełnych zainstalowany na dwóch identycznych transformatorach energetycznych 130/130/100 MVA – 230/115/48 kV dwiema metodami pomiarowymi: standardową, opisaną w normie IEC 60270 oraz niestandardową, bardzo wysokiej częstotliwości. Do lokalizacji miejsca wyładowań zastosowana została metoda akustyczna. Wyniki pomiarów wyładowań niezupełnych skonfrontowano z rezultatami pomiarów rozpuszczonych gazów w oleju transformatora.

Summary The paper describes a system for continuous monitoring of partial discharges in two identical power transformers 130/130/100 MVA - 230/115/48 kV with two measurement methods: conventional, described in IEC 60270 and non-standard, a very high frequency method. Addionally, the acoustic method has been used to locate the defect. The results of the partial diacharge measurements were compared with the results of measurements of dissolved gases in the transformer oil.

Słowa kluczowe: transformatory energetyczne, pomiar wyładowań niezupełnych, monitorowanie, pomiary akustyczne.

Keywords: power transformers, partial discharge measurements, monitoring, acoustic measurements.

Wstęp W artykule opisano doświadczenia z monitorowania ciągłego wyładowań niezupełnych (WNZ) w dwóch identycznych transformatorach energetycznych (T1 i T2) 130/130/100 MVA – 230/115/48 kV dwiema metodami pomiarowymi: standardową, opisaną w normie IEC 60270 oraz niestandardową, bardzo wysokiej częstotliwości (UHF) [1]. Transformatory pracowały w podobnych warunkach obciążeń.

Oprócz WNZ monitorowana była pojemność C i współczyn­nik strat dielektrycznych tgδ izolacji przepustów. Elementy systemu monitoringu przedstawiono na rys. 1.

Transformator T1 znajduje się w eksploatacji od roku 1967 (rys. 2). W 1984 roku był przeniesiony do innej stacji rozdzielczej. W 1993 roku wykonano remont polegający na przezwojeniu, a w 2010 roku dokonano wymiany przepustu w fazie U. Transformator T2 znajduje się w eksploatacji od roku 1973 i poddawany był jedynie regularnym przeglądom i pracom konserwacyjnym.

Rys. 1. Elementy systemu monitorowania

Monitorowanie wyładowań niezupełnych W przypadku obu transformatorów, pomiar WNZ odbywał się dwiema metodami pomiarowymi: standardową, opisaną w normie IEC 60270 oraz nie-

24

Rys. 2. Transformator T1

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 standardową, bardzo wysokiej częstotliwości (UHF) [1]. Metoda standardowa oparta jest na pomiarze ładunku pozornego wyrażonego w pC przy pomocy sond pomiarowych podłączonych do zacisków pomiarowych izolatorów przepustowych górnego napięcia. W metodzie standardowej, sygnał WNZ w trzech fazach jest rejestrowany w sposób synchroniczny a częstotliwość pomiarowa jest dobrana tak, aby uzyskać optymalny stosunek sygnału WNZ do poziomu szumów.

Pomiaru elektrycznego w zakresie UHF dokonuje się za pomocą sond rozmieszczonych wewnątrz transformatora i umieszczonych w zaworach spustowych oleju. Pomiary wykonywane są w przedziale częstotliwości od 100 MHz do 2 GHz. Poziom zakłóceń w tym przedziale częstotliwości jest niewielki a sygnały radiowe czy telefonii komórkowej są łatwo rozpoznawalne i eliminowane z sygnału pomiarowego.

Do lokalizacji miejsca WNZ zastosowana została metoda akustyczna. Pomiaru sygnału akustycznego dokonuje się za pomocą piezoelektrycznych sond umieszczonych na zewnętrznej stronie metalowej kadzi transformatora [2].

Obecność WNZ we wnętrzu przepustów transformatorowych oraz w pobliżu końca uzwojeń jest wykrywana metodą standardową, podczas gdy obecność WNZ w pozostałej części kadzi jest łatwiej wykrywalna za pomocą sond UHF. Przy porównaniu tak całkowicie odmiennych metod pomiarowych - opar tych na różnych zjawiskach fizycznych - należy brać pod uwagę wiele różnych kryteriów. Mogą nimi być: przydatność do ciągłego monitorowania WNZ, prostota pomiaru, jego niski koszt lub - co wydaje się być najważniejszym parametrem - czułość pomiarowa metody do wykrycia i identyfikacji typowych defektów w izolacji transformatora. Należy mieć również na uwadze możliwość stosowania obu metod jednocześnie, co może ułatwić interpretację wyników pomiarowych.

Nie jest natomiast możliwa wzajemna korelacja sygnałów pomiarowych różnych metod diagnostycznych, gdyż różny jest moment powstania, droga i czas rozchodzenia się fali elektromagnetycznej i akustycznej od źródła WNZ do sondy pomiarowej. Inne są też wielkości pomiarowe: pC w przypadku metody standardowej, mV w przypadku metody UHF i akustycznej. Pomimo wykonywania pomiarów każdą z metod w innym zakresie częstotliwości,

Rys. 3. Trend poziomu WNZ mierzony w trzech fazach Transformatora T1

Rys. 4. Separacja źródeł WNZ prz użyciu funkcji 3PARD

Rys. 5. Wzrost amplitudy sygnału WNZ w fazie V w ciągu trzech miesięcy monitorowania

uzyskane obrazy PRPD (ang. Phase Resolved Parial Discharge Diagram) są podobne dla wszystkich metod i mogą być porównywane, co ułatwia interpretację wyników pomiarowych, a więc identyfikację typu defektu i rodzaju zagrożenia dla izolacji. Ponadto sygnały WNZ rejestrowane metodą standardową i UHF są wzajemnie zsychronizowane co pozwala na wyzwalanie rejestracji sygnału z metody standardowej tylko wtedy, gdy rejestrowany jest sygnał UHF, mniej podatny na wpływ zewnętrznych zakłóceń.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

Pomiary WNZ metodą standardową System monitorowania ciągłego WNZ metodą standardową został zainstalowany na izolatorach przepustowych typu RBP o napięciu 230 kV dla obu transformatorów. Na każdym zacisku pomiarowym przepustu została zainstalowana sonda WNZ posiadająca kilkustopniowy system zabezpieczeń, zarówno przed przepięciami jak również przed utratą połączenia galwanicznego od sondy do jednostki rejestracji i analizy sygnału (rys.1).

25

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Dla każdego punktu z przebiegu rejestrowane są w pamięci systemu dwa obrazy: PRPD, mierzony w każdej z faz oraz 3PARD (ang. 3-Phase Amplitude Relation Diagram), dający sumaryczny obraz WNZ w trzech fazach [3]. Obraz PRPD jest złożony, gdyż sygnały zakłóceniowe nakładają się na siebie oraz na sygnały od WNZ we wnętrzu transformatora (rys. 3).

W celu rozdzielenia obrazów od poszczególnych źródeł wykorzystano technikę 3PARD (ang. Synchronous Multi-channel PD Evaluation Technique). Pozwala ona na synchroniczny pomiar amplitudy poszczególnych impulsów WNZ w jednej z faz i odpowiadających mu sygnałów WNZ w pozostałych dwóch fazach oraz na automatyczne wyznaczenie ich wektorowej sumy, punktów na płaszczyźnie 3PARD. Z reguły amplitudy sygnałów pochodzących od zakłóceń są jednakowe w każdej z faz, a więc punkty będące sumą ich wektorów znajdą się w pobliżu punktu zerowego wykresu 3PARD. W przypadku rejestracji sygnałów WNZ, ich amplituda będzie różna w każdej z faz, a więc koncentracja punktów będzie z dala od punku zerowego. W ten sposób klastry punktów (ang. Clusters) od zakłóceń i WNZ będą znajdowały się w różnych miejscach wykresu 3PARD [2,3]. Dla każdego z nich można oddzielnie odtworzyć obraz PRPD. Rozdzielenie źródeł emisji WNZ i hałasu może być wykonane przy użyciu techniki 3PARD zarówno ręcznie (Transformator T1), jak i automatycznie (Transformator T2).

Szczegółową analizę wykresu 3PARD dla T1 przedstawiono na rys. 4. Odtworzone zostały obrazy dla Klastrów 1 i 2.

Obraz PRPD dla Klastra nr 1 wskazuje na obecność wtrącin gazowych w izolacji uzwojenia [2]. Najwyższa wartość sygnału została zarejestrowana przy pomiarze w fazie V, ale oddziaływanie WNZ jest również widoczene przy pomiarze w fazie U i W. Klaster nr 2 jest typowy dla wyładowań powierzchniowych, w tym przypadku w sąsiedztwie fazy W. Pozostałe Klastry widoczne w 3PARD są generowane przez zewnętrzne zakłócenia.

Odnotowano trzykrotny wzrost wielkości sygnału WNZ w ciągu trzech miesięcy monitorowania (rys. 5 - faza V), co wskazuje na konieczność natychmiastowego podjęcia działań naprawczych.

W przypadku T2 zastosowano automatyczne rozdzielenie klastrów na wykresie 3PARD. Automatyczna separacja ma miejsce w regularnych odstępach czasu lub w przypadku przekroczenia

26

Rys. 6. Automatyczne rozdzielenie źródeł WNZ

Obraz PRPD dla WNZ w fazie V

Obraz PRPD dla WNZ w fazie W Rys. 7. Automatyczna separacja klastrów wraz z identyfikacją fazy pochodzenia sygnału (niebieski kwadrat)

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 poziomu ostrzegania (czerwone trójkąty na rysunku 6 - po lewej). Dla takiego pomiaru zapisywany jest zbiór danych pomiarowych ze wszystkimi znaczącymi informacjami w celu dodatkowej analizy eksperckiej lub w celu przyszłych porównań. Przejście wstecz do obrazów PRPD jest dokonywane poprzez kliknięcie na zidentyfikowane klastry w 3PARD. Klaster objęty badaniem i obraz PRPD w fazie będącej źródłem pochodzenia sygnału są otoczone odpowiednio czerwonym i niebieskim prostokątem (rys. 7).

Na wykresie 3PARD automatycznie zidentyfikowano osiem klastrów. Tylko dwa z nich są generowane przez sygnały WNZ - zlokalizowane w pobliżu faz V (Klaster 2) i W (Klaster 8) – rys. 7.

Emisje WNZ z obu źródeł pojawiają się okresowo.

Pomiary metodą bardzo wysokiej częstotliwości Sygnał UHF był mierzony w zakresie częstotliwości od 100 MHz do 2 GHz za pomocą czujników typu antenowego (po jednym na każdy transformator) zainstalowanych wewnątrz kadzi transformatora. Aby uzyskać informację o poziomie szumu w otoczeniu transformatora w zakresie bardzo wysokiej częstotliwości wyznaczono - w momencie instalacji systemu monitorowania przy transformatorze wyłączonym z pracy (ang. off-line) - widmo sygnału zarejestrowanego przez czujnik UHF (rys. 8). Jest ono porównywane z widmem UHF po załączeniu transformatora do sieci (ang. on-line) widocznym na rys. 9.

Na rysunkach pokazano dwa widma sygnału. Górne widmo oparte jest na maksymalnej amplitudzie sygnału w dziedzinie czasu, uzyskanej dla każdej wartości częstotliwości podczas pomiaru. Dolne widmo odpowiada minimalnej amplitudzie sygnału. Aktywność WNZ jest zawsze widoczna w górnym spektrum, podczas gdy szumy z zakłóceniami zewnętrznymi, jak np. fale radiowe i GSM, są widoczne w obu widmach.

W przypadku transformatora T1, widmo on-line wskazuje największą aktywność WNZ w zakresie częstotliwości od 300 do 650 MHz (rys. 9). Na rys. 10 przedstawiony jest wzrastający w czasie przebieg amplitudy sygnału WNZ w zakresie UHF oraz przykładowy obraz PRPD dla pomiarów wykonanych dla częstotliwośći 560 MHz i skorelowanych z fazą napięcia U. Przy pomiarach w zakresie częstotliwości po-

Rys. 8. Widmo off-line sygnału UHF dla transformatora T1

Rys. 9. Widmo on-line sygnału UHF dla transformatora T1

Rys. 10. Przebieg sygnału UHF i obraz PRPD dla częstotliwości 560 MHz (Transformator T1)

Fig. 11. UHF PD trend (right) and PRPD pattern (right)

wyżej 1 GHz nie wykryto obecności WNZ. Wykrycie sygnału WNZ w zakresie UHF potwierdza obecność wyładowań wewnątrz kadzi transformatora.

W przypadku transformatora T2, sygnał WNZ jest zmienny w czasie, okresowo zanika (rys. 11). Pomiary wykonywane są przy częstotliwości 280 MHz. Potwierdzono obecność emisji WNZ wewnątrz zbiornika transformatora.

W ciągu ostatniego roku monitorowania transformatora T2 nie odnotowano wzrostu amplitudy sygnału.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

Analiza chromatograficzna gazów rozpuszczonych w oleju Równocześnie z monitorowaniem poziomu WNZ, prowadzono okresowe laboratoryjne pomiary gazowych produktów rozkładu w próbkach oleju transformatorowego.

W przypadku transformatora T1, wzrost stężeń H2 i CH4 potwierdza obecność WNZ, natomiast wzrost stężenia CO wskazuje na pogorszenie jakości papieru, prawdopodobnie jako efekt wy-

27

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Tabela I Rezultaty pomiarów DGA dla transformatorów T1 i T2 Data pobrania próbki 04.2013 T1

T2

H2 (ppm)

CO (ppm)

CO2 (ppm)

CH4 (ppm)

C2H2 (ppm)

C2H4 (ppm)

C2H6 (ppm)

576

557

3821

150

11

116

19

04.2014

433

416

3016

115

9

92

15

05.2014

966

835

5952

226

21

179

32

06.2014

1212

808

5797

225

21

171

30

12.2014

187

865

9232

512

4

1148

274

03.2015

157

863

9616

513

8

1134

274

07.2015

216

879

9360

500

5

1050

263

06.2016

118

989

10180

540

7

1076

290

Tabela II Zalecenia dotyczące działań konserwacyjnych i decyzji operacyjnych opartych na wynikach monitorowania i diagnostyki Transformator T1 (47 lat pracy)

Transformator T2 (43 lata pracy) Wyniki pomiarów diagnostycznych

Monitorowanie WNZ: yy Defekty w fazie V i W potwierdzone metodami standardowymi i UHF. yy Obraz PRPD wskazuje na wyładowania powierzchniowe i wyładowania w pęcherzykach gazu yy Amplituda sygnału wzrasta yy Sygnał ma charakter ciągły.

Monitorowanie WNZ: yy Defekty w fazie V i W potwierdzone metodami standardowymi i UHF. yy Obraz PRPD wskazuje na wyładowania powierzchniowe i wyładowania w pęcherzykach gazu yy Amplituda sygnału bez zmian yy Sygnał zmienia się.

Pomiary DGA: Pomiary DGA: yy Obecność: H2, CO, CH4 yy Obecność: CO, CH4, C2H4, C2H6 yy Wskazuje na defekt powodujący emisję WNZ oraz przegrzanie uzwojeń. yy Wskazuje na defekt powodujący emisję WNZ oraz przegrzanie uzwojeń z degradacją cieplną celulozy Zalecenia yy Pomiary akustyczne w celu lokalizacji miejsca emisjii WNZ yy Inspekcja wewnątrz kadzi transformatora.

yy Pomiary akustyczne w celu lokalizacji miejsca emisji WNZ yy Pomiary rezystancji izolacji uzwojeń.

Decyzje operacyjne

Transformator zostanie wycofany z eksploatacji.

ładowań elektrycznych (tabela I). Najpopularniejsze metody interpretacji DGA zostały zastosowane w celu zgromadzenia większej ilości informacji na temat typu defektu, ale nie udało się uzyskać jednoznacznej interpretacji wyników. Jej brak jest najprawdopodobniej spowodowany jednoczesnym oddziaływaniem kilku rodzajów defektów.

Wyniki badań laboratoryjnych DGA przedstawiono również w tabeli I dla transformatora T2. W porównaniu do wyników badania gazów rozpuszczonych w oleju dla transformatora T1, można zauważyć obecność „gorących gazów” – etylenu (C2H4) i etanu (C2H6) jako wynik wysokotemperaturowego rozkładu cząstek oleju. Opracowanie wyników metodą zaproponowaną przez Duvala (Trójkąt 1, 4 i 5), wskazuje na przegrzania uzwojeń i degradację ciplną celulozy potwierdzoną obecnością tlenku węgla (CO) [4]. Nagrzewanie termiczne papieru potwierdza również wysoki, powyżej 10, stosunek ilości CO2 do CO. Podobną interpretację wyników uzyskano stosując metodę współczynników

28

Transformator pozostanie pod ścisłą obserwacją w eksploatacji .

Rys. 12. Rozmieszczenie sond akustycznych i lokalizacja miejsca emisji WNZ

Dörnenburga, a analiza zaproponowana przez Rogera wskazują na obecność prądów krążących w rdzeniu i w kadzi.

Zalecenia dotyczące przeglądów I konserwacji Podsumowanie wyników pomiarów diagnostycznych dla obu transformatorów przedstawiono w tabeli II. Na ich podstawie zdefiniowano zalecenia dla

użytkownika dotyczące działań konserwacyjnych i decyzji operacyjnych.

W przypadku transformatora T1 zalecono akustyczną lokalizację WNZ oraz inspekcję wnętrza transformatora. Pomiaru sygnału akustycznego dokonano za pomocą sond piezoelektrycznych umieszczanych na zewnętrznej stronie kadzi transformatora i dociskanych do niej przez warstwę gliceryny lub żelu akustycznego w celu zmniej-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Rys. 13. Efekt oddziaływań WNZ w fazie V (góra) i fazie W (dół) transformatora T1

szenia tłumienia. W użyciu są sondy emisyjne (ang. acoustic emission sensor - AES), gdzie napięcie wytwarzane przez kryształ jest proporcjonalne do prędkości drgań tej powierzchni. Sondy emisyjne pracują w zakresie ultradźwięków, a dokładnie w zakresie częstotliwości od 30 kHz do około 450 kHz i mają odpowiedź zmienną w funkcji częstotliwości. Na rys. 12 przedstawiono wstępne rozmieszczenie sond akustycznych i aparaturę pomiarową oraz przykładowe rejestracje sygnałów akustycznych i lokalizację źródła WNZ w w miejscu połączenia przepustu do uzwojenia fazy V. Kluczowym wskaźnikiem stanu krytycznego transformatora był silny wzrost poziomu WNZ i wodoru (H2) w ciągu 3 miesięcy monitorowania.

W kolejnym kroku transformator został odłączony od napięcia i zdemontowano wstępnie jedynie przepust fazy V. Za pomocą endoskopu wykryto ślady aktywności WNZ wokół faz V i W. Mając dowód emisji WNZ, użytkownik zdecydował się na przeprowadzenie szczegółowej inspekcji transformatora.

Przeprowadzono również pomiary off-line C i tgδ przepustów, potwierdzając wyniki z monitorowania.

W fazie V i fazie W znaleziono ślady zwęglenia na powierzchni połączeń wysokonapięciowych oraz na powierzchni izolacji uzwojeń (rys. 13). Po przeprowadzeniu szczegółowej inspekcji, zadecydowano, że transformator nie może być przywrócony do pracy. Ponieważ całkowite przewinięcie części aktywnej nie byłoby ekonomicznie opłacalne i użytkownik zdecydował się na wymianę transformatora T1.

Emisja WNZ w Transformatorze T2 pojawia się w fazie V i W i ma charakter

zmienny w czasie. Sygnał jest bardzo niestabilny w czasie, może zanikać i pojawiać się po kilku godzinach. Obraz PRPD sygnału wykrytego w fazie V może być wynikiem aktywności WNZ w pęcherzykach oleju, co wyjaśnia obecność metanu (CH4). Obraz PRPD i położenie impulsów WNZ w funkcji kąta fazowego napięcia w fazie W wskazują na obecność poluzowanych elementów pozostających na zmiennym potencjale. Założenie to jest poparte obecnością etylenu (C2H4) i etanu (C2H6), które wskazują na wysokotemperaturowy rozkład cząstek oleju. Taką usterkę można łatwo zidentyfikować wykonując pomiary rezystancji uzwojeń w czasie kolejnego planowanego przestoju.

Podsumowanie

yy Wyniki oceny poziomu WNZ oraz analiza gazów rozpuszczonych w oleju dostarczają wzajemnie uzupełniających się informacji na temat stanu izolacji transformatora.

yy Dzięki połączeniu techniki standardowej i UHF do pomiaru WNZ, lokalizacja defektów może być przeprowadzona z większą dokładnością. yy Synchroniczne pomiary WNZ w trzech fazach i zastosowanie techniki 3PARD do oceny wyników pomiaru umożliwiają skuteczną separację obrazów PRPD od różnych defektów oraz od zakłóceń. Separacja może być wykonana automatycznie. yy Zastosowanie systemów monitorowania ciągłego umożliwia wczesne wykrycie i identyfikację ukrytch defektów w izolacji transformatorów oraz obserwację ich rozwoju w funkcji czasu. Pozwala to na odpowiednio wczesne podjęcie środków zaradczych z wyłączeniem transformatora z użytkowania włącznie.

Wojciech Kołtunowicz OMICRON Energy Solutions GmbH, Berlin, Germany n

References

[1] IEC 60270 (2000) „High-voltage test techniques - Partial discharge measurements” International Electrotechnical Commission, Publication 60270, 2000.

[2] L.V. Badicu, U. Broniecki, W. Koltunowicz, S. Körber, M. Krüger and E. Voegel, “Prevention of transformer failure through continuous monitoring”, paper 274, in proceedings of the 19th International Symposium on High Voltage Engineering (ISH) in Pilsen, 2015.

[3] W. Koltunowicz, R. Plath, “Synchronous multi-channel PD measurements”, IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, Vol. 15, No. 6, p.1715-1723, December 2008.

[4] M. Duval, “Use of Duval Pentagons and Triangles for the interpretation of DGA in Electrical Equipment”, Proceedings of TechCon North America 2016 – Albuquereque, February 23-25, 2016.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

29

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Wykorzystanie światłowodowego pomiaru temperatury do oceny stanu technicznego transformatora Wprowadzenie Transformatory są jednymi z kluczowych urządzeń w każdym systemie elektroenergetycznym. W celu zapewnienia ciągłości dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych monitorowanych jest szereg różnych parametrów, które pozwalają ocenić stan techniczny każdego transformatora, m.in. wyładowania niezupełne, koncentracja gazów rozpuszczonych w oleju, drgania, ogólny stan izolacji, temperatura, i wiele innych [1]. Dodatkowe wsparcie oceny stanu technicznego transformatorów w czasie rzeczywistym realizowane jest obecnie poprzez różne systemy monitoringu on-line, które zwykle współpracują z systemami wsparcia decyzyjnego w zakresie oceny stanu technicznego transformatora oraz dalszych perspektyw jego eksploatacji. Powszechnie przyjmuje się, że temperatura jest jednym z kluczowych parametrów, które informują o ewentualnych nieprawidłowościach w funkcjonowaniu urządzenia: zwykle podwyższona temperatura wskazuje na anomalie w pracy urządzenia, które mogą w dalszej perspektywie doprowadzić do awarii lub nagłego wyłączenia. W przypadku transformatorów największym zagrożeniem związanym z podniesioną temperaturą pracy jest jej destruktywne działanie na układ izolacyjny, w szczególności na celulozę i olej. Tempo degradacji celulozy zależy w największym stopniu od temperatury i jej zawilgocenia [2,3]. Przyjmuje się, że podniesienie temperatury pracy transformatora o każde 6 ⁰C powoduje podwojenie jego względnego zestarzenia – innymi słowy skrócenie jego perspektywy eksploatacji (czasu życia) o połowę (rys.1).

Miejscem, w którym spodziewana jest najwyższa temperatura w danym obszarze (np. w obszarze uzwojenia danej fazy) jest tzw. punkt gorący (hot-spot). Określenie temperatury punktu gorącego realizowane jest obecnie na dwa sposoby: pośrednio, poprzez jej modelowanie oraz bezpośrednio, po-

30

przez pomiar bezpośredni za pomocą zainstalowanych na stałe czujników światłowodowych [4]. Najważniejszą kwestią jest ocena temperatury punktu gorącego. Czynnikami, które w największym stopniu wpływają na temperaturę punktu gorącego transformatora są obciążenie i temperatura otoczenia.

Obecnie wykorzystywane kryteria opierają się na dopuszczalnych przyrostach temperatur punktu gorącego i górnej

warstwy oleju: przyjmuje się, że temperatura średnia uzwojeń nie powinna być wyższa o więcej niż 65°C od temperatury otoczenia, a temperatura hot-spot nie powinna być wyższa o więcej niż 80°C od temperatury otoczenia, natomiast temperatura górnej warstwy oleju nie powinna być wyższa o więcej niż 65°C od temperatury otoczenia (rys.2) [5-7].

Nasuwa się więc pytanie jak oceniać temperaturę w jednostkach o małym

Rys. 1. Zależność między temperaturą punktu gorącego transformatora i jego pozostałym czasem życia [3]

Rys. 2. Zależność temperatury hot-spot od temperatury otoczenia oraz jej związek z procesem starzenia (przy stałym obciążeniu)

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 obciążeniu, gdzie spodziewana temperatura hot-spot nigdy nie osiągnie wyżej wskazanych progów – czy można, a jeśli tak to w jaki sposób, zastosować ją jako jeden z parametrów wykorzystywanych do oceny stanu technicznego? Odpowiedź brzmi „oczywiście, że tak!”, a dalsza cześć tekstu poświęcona jest szczegółowemu jej uzasadnieniu.

Proponowane kryteria W ramach prowadzonych prac badawczo rozwojowych zaproponowano metodę oceny stanu termicznego transformatora bazującą na dwóch niezależnych od siebie kryteriach: bezwzględnym, opisanym powyżej oraz względnym, które zostanie opisane w dalszej części tekstu. Do kryterium względnego przyjęto graniczną temperaturę punktu gorącego Tmax wynoszącą 85⁰C. Zgodnie ze współczesnym stanem wiedzy, przy założeniu średniego zawilgocenia izolacji stałej na poziomie około 3%, jest to temperatura, przy której oczekiwany czas życia izolacji wynosi około 25 lat. Dodatkowo kryterium to powinno być uzupełnione kolejnym parametrem: minimalnym czasem t0 odziaływania tejże temperatury. Na tym etapie prac przyjęto wartość t0 jako 200 h/rok. Dopiero przekroczenie obu tych wartości granicznych (temperatura hotspot powyżej 85⁰C przez łączny czas powyżej 200h/ rok) powodować ma zmianę znacznika stanu termicznego danej jednostki na stan informujący o podwyższonej (nieprawidłowy stan termiczny) temperaturze pracy. Poglądowy opis graficzny zaproponowanej metodologii przedstawiono na rysunku 3.

Wprowadzenie dodatkowego parametru związanego z minimalnym czasem t0 pozwoli na wyeliminowanie sytuacji, w której stan termiczny danej jednostki uznany by był za niepoprawny w sytuacji pojedynczego, krótkotrwałego przekroczenia temperatury granicznej Tmax. Sama ocena stanu termicznego jest w założeniu procesem autonomicznym – trudno bowiem (w zasadzie jest to niemożliwe) na podstawie tylko oceny temperatury określić stan techniczny jednostki. W ujęciu ogólnym znacznik stanu termicznego danej jednostki może być przekazywany np. do systemu odpowiedzialnego za kompleksową ocenę stanu technicznego transformatora. Schemat blokowy bezwzględnego kryterium wykorzystywanego do oceny temperatury części aktywnej transformatora przedstawiono na rysunku 4.

Rys. 3. Poglądowy opis graficzny metodologii oceny temperatury części aktywnej transformatorów [7]

Dane z systemu pomiaru temperatury on-line (temperatury Hot-spot)

Analiza przekroczenia temperatury granicznej (system) Uaktualnij dane o historii przekroczeń temperatury granicznej hot-spot

Czy temperatura w normie? (kryterium 85st przez mniej niż 200h/rok)

Stan termiczny normalny

Ustaw znacznik nieprawidłowego stanu termicznego na „true”

Przekaż dane do modułu analizy stanu termicznego

Rys. 4. Schemat blokowy oceny temperatury części aktywnej transformatora bazującej na kryterium bezwzględnym [7]

Drugie z kryteriów – względne, opiera się na modelowaniu spodziewanej temperatury każdego z mierzonych punktów gorących i porównaniu spo-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

dziewanej temperatury zamodelowanej (traktowanej jako referencyjna) danego punktu z wartością pochodzącą z konkretnego czujnika (zmierzoną).

31

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Wartość temperatury będąca odpowiedzią modelu będzie traktowana jako wartość referencyjna (oczekiwana), natomiast wartość pochodząca z rzeczywistego pomiaru będzie wielkością sprawdzaną. Na podstawie analiz danych historycznych oraz symulacji zaproponowano przedział ± 10% wartości referencyjnej jako odpo-

wiadający stanu normalnemu – czyli jeśli temperatura zmierzona τn z danego czujnika n będzie różna od wartości zamodelowanej θn o nie więcej niż 0,1 θn wtedy stan termiczny transformatora uznany będzie za normalny, a w przeciwnym razie, za wymagający bardziej szczegółowej analizy (nieprawidłowy stan termiczny)

Dane pomiarowe: Temperatury Hot-spot, Temperatura zewnętrzna, Obciążenie

Modelowanie

Porównanie modelu z danymi pomiarowymi (kryterium 10%

Czy temperatura w normie?

Stan normalny

Przekaż dane do modułu analizy stanu technicznego

Rys. 5. Schemat blokowy oceny temperatury części aktywnej transformatora bazującej na kryterium względnym [7]

(rys.5). Zgodnie z proponowanym podejściem możliwe będzie nie tylko identyfikowanie przegrzań (temperatura powyżej spodziewanej) ale również innych anomalii związanych np. z działaniem układu chłodzenia jak i również samego systemu pomiaru temperatury.

Analizowana populacja Kryteria będące przedmiotem niniejszego opracowania dedykowane były populacji transformatorów WN/SN (zwykle 115/15 kV) pracujących w Tauron Dystrybucja S.A. Analizy i symulacje prowadzone były na podstawie danych pochodzących z ponad 300 reprezentatywnych jednostek, co stanowi około 20 % całej populacji [7]. Większość populacji stanowią jednostki będące w eksploatacji od ponad 30 lat. Charakterystyczny jest także względnie niski poziom obciążenia transformatorów, który w normalnych warunkach pracy zwykle nie przekracza 40 % pełnej mocy danej jednostki. Przykładowe zmiany temperatur wybranych punktów gorących w ujęciu rocznym, jednego z najbardziej obciążonych transformatorów w populacji przedstawiono na rys. 6.

Przykładowe analizy spośród innych istotnych z punktu widzenia zaproponowanych kryteriów, przedstawiono na rys. 7, gdzie widać korelacje miedzy obciążeniem a temperaturą hot-spot uzwojenia dolnego jednej z faz oraz między temperaturę zewnętrzną a temperaturą punktu gorącego uzwojenia. Wyniki przedstawiają pomiary zgromadzone na przestrzeni 1 roku, z krokiem co 1 h (pomiar uśredniony do 1 h). Na uwagę zasługuje praktycznie znikoma zależność temperatury hot-spot od obciążenia, podczas gdy wpływ temperatury zewnętrznej na ten parametr jest bardzo istotny. Analizując wyniki dla obciążeń powyżej 50 % również nie sposób zidentyfikować jakiejkolwiek jednoznacznej zależności.

Implementacja modeli

Rys. 6. Przykładowy roczny przebieg zmian temperatur hot-spot i obciążania w jednym z najbardziej obciążanych transformatorów w analizowanej populacji [7]

32

Analizy danych pomiarowych, których przykłady pokazano w poprzednim rozdziale, posłużyły do stworzenia modeli opisujących zmiany temperatury poszczególnych hot-spot w transformatorze, co stanowi fundament zaproponowanego kryterium względnego oceny stanu termicznego jednostki [7].

W odróżnieniu od innych współcześnie stosowanych i znormalizowanych modeli [4-6] nie wymagane są żadne

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Rys. 7. Korelacja miedzy temperaturą punktu gorącego uzwojeń a: a) obciążeniem względnym, b) temperatura zewnętrzną [7]

dane pochodzące z prób grzewczych jednostki – proponuje się tu ujęcie empiryczne, gdzie modele przypisane poszczególnym jednostkom (grupom jednostek) opracowywane są na podstawie rzeczywistych danych pomiarowych pochodzących z systemów monitoringu temperatury on-line. Podejście takie pozwala na pełną personalizację modelu, uwzględniając przy tym indywidulany charakter pracy poszczególnych jednostek – w tym także warunki środowiskowe oraz specyfikę pracy, co do tej pory nie było uwzględnianie w modelach.

Do modelowania temperatury punku gorącego wykorzystano algorytmy sztucznej inteligencji, w szczególności uczenie maszynowe. Uczenie maszynowe jest elementem sztucznej inteligencji, polegającym na tworzeniu systemów, które doskonalą swoje działanie na podstawie doświadczeń (danych) historycznych. Do uczenia i weryfikacji poszczególnych modeli wykorzystano dwa zestawy danych pomiarowych – oba zawierały dane pochodzące z jed-

nego roku z krokiem 1 h (przy czym każdy zestaw dotyczył innego przedziału czasowego: np. uczenie dane z 2016, weryfikacja dane z 2017), z tym że modele uczone były na jednym zestawie a weryfikacja modelu (dokładność predykcji) realizowana była na drugim, nieznanym dla modelu zestawie danych.

Od strony modelowania problem, który należało rozwiązać zaliczyć można do tzw. regresji nieliniowej. W ramach przeprowadzonych prac badawczych przetestowano 4 różne modele regresji, bazujące na uczeniu maszynowym: maszyna wektorów spierających (org. Support Vector Machine – SVM), regresja procesu gaussowskiego (org. Gaussian Process Regression – GPR), uogólniony model liniowy (org. Generalized Linear Model – GLM), binarne drzewo regresji (org. Binary Regression Tree – BRT).

Z przeprowadzonych symulacji wynika, że każdy z badanych modeli wykazywał bardzo dużą zbieżność predykowanych wartości z oczekiwanymi – w ujęciu rocznym współczynnik determinacji modeli wynosił od 0,97 do 1, co jest wynikiem

bardzo dobrym. Przykładowe charakterystyki przedstawiające wyniki predykcji temperatury wybranych punktów gorących przedstawiono na rys. 8. Z uwagi na czytelność wyniki przedstawiono dla wybranego okresu 4 dni.

W tabeli 1 przedstawiono analizę błędów popełnionych przez analizowane modele w stosunku do spodziewanej (zmierzonej) wartości temperatury poszczególnych hot-spot w ujęciu rocznym. Na uwagę zasługuje fakt bardzo niskich wartości średniego błędu predykcji, który we wszystkich analizowanych scenariuszach nie przekraczał 1,5 % dla modelowania temperatury uzwojeń i 2,35 % dla modelowania temperatury rdzenia (co dla temperatur rzędu np. 80 ⁰C odpowiada błędowi bezwzględnemu na poziomie odpowiednio 0,6 ⁰C i 1,85 ⁰C). Nieco mniej optymistycznie wyglądają wyniki predykcji w odniesieniu do maksymalnych błędów względnych dla całego analizowanego okresu – maksymalne odchyłki pojedynczych temperatur zamodelowanych w stosunku do oczekiwanych sięgały na-

Tabela 1. Zestawienie względnych błędów predykcji poszczególnych modeli w ujęciu rocznym Model

Modelowana temperatura

Błąd średni predykcji (%)

Uzwojenia

0.71

Rdzeń

1.5

Uzwojenia

0.48

Rdzeń

1.43

Uzwojenia

0.44

Rdzeń

1.5

Uzwojenia

0.68

Rdzeń

2.35

SVM

GPR

GLM

BRT

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

Maksymalny błąd niedoszacowania, (uśredniony dla 3 sąsiednich próbek) (%) 10.5 (2.8) 41.8 (7.3) 3.18 (1.1) 55.9 (8.2) 5.6 (1.9) 41.1 (7.5) 40.5 (7.1) 36.6 (6.8)

Maksymalny błąd przeszacowania, (uśredniony dla 3 sąsiednich próbek) (%) 4.5 (1.8) 10.7 (3.1) 8.76 (2.3) 19.7 (4.9) 5.4 (2.0) 10.2 (3.2) 17.5 (4.3) 32.6 (6.5)

33

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 wet 55 %. Zaznaczyć należy, że dotyczy to największej odchyłki która wystąpiła dla pojedynczej próbki. Podczas gdy błąd ten uśredni się dla 3 próbek: tej o największym błędzie i dwóch sąsiednich, wtedy wartości odchyłki znacząco spadają i nie przekraczają ok. 8 % w najbardziej pesymistycznym scenariuszu.

Istotną obserwacją jest także tendencja każdego z modeli do przeszacowywania (zawyżania) wartości predykowanej w stosunku do rzeczywistej, co z punktu widzenia eksploatacji transformatorów uznać można za sytuacje korzystniejszą niż niedoszacowanie (mamy pewność, że ewentualne przekroczenie temperatury nie zostanie pominięte na skutek błędu niedoszacowania predykcji).

Podsumowanie W niniejszym artykule przedstawiono koncepcję metody oceny stanu termicznego transformatorów mocy w czasie rzeczywistym bazującą na algorytmach uczenia maszynowego. Modele zostały opracowane, a następnie przetestowane na przykładzie studium przypadku populacji transformatorów o względnie niskim obciążeniu. W wyniku analiz potwierdzona została wysoka dokładność predykcji zaproponowanych modeli, a model GLM wskazać można jako rozwiązanie optymalne. Najważniejsze zalety prezentowanej metody to: wysoka dokładność przewidywania temperatury HS, zindywidualizowane kryteria oceny dla każdej jednostki transformatorowej lub grupy jednostek (jeżeli podobna konstrukcja i warunki pracy), możliwość wykrywania nie tylko przegrzania, ale także awarii systemu chłodzenia lub awarii systemu pomiaru temperatury, czy wreszcie łatwość adaptacji metody do urządzeń innych niż transformatory (należy dostarczyć tylko odpowiedni zestaw danych do uczenia algorytmów, a także zestaw predykatorów).

Michał Kunicki, Jerzy Frymus Rys. 8. Porównanie wyników predykcji temperatury punktu gorącego dla wybranych modeli: a) hot-spot jednego z uzwojeń dolnych, b) hot-spot jednego z uzwojeń górnych, c) hot-spot rdzenia

Źródła [1] CIGRE nr 445, “Guide for Transformer Maintenance,” 2011.

[2] CIGRE nr 659, “Transformer Thermal Modelling,” 2016.

[3] IEEE Std. C57.100-2011, “IEEE Standard Test Procedure for Thermal Evaluation of Liquid-Immersed Distribution and Power Transformers,” 2011.

[4] IEEE Power and Energy Society, “IEEE Guide for Determination of Maximum Winding Temperature Rise in Liquid-Filled Transformers,” 2000.

34

Praca współfinansowana ze środków Narodowego Centrum Badań i Rozwoju (NCBiR) w ramach projektu Zintegrowany System Diagnostyki Sieciowej (POIR.01.02.00-00-0220/16-00) n

[5] IEC 60076-7:2005, „Power transformers - Part 7: Loading guide for oil-immersed power transformers”, 2005 [6] IEEE Std. C57.91-2011, „IEEE Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers and Step-Voltage Regulators”, 2011 [7] Politechnika Opolska dla Tauron Dystrybucja S.A., Zintegrowany System Diagnostyki Sieciowej, Etap 1, Zadanie Nr 1, Raport Nr 3: „Wykorzystanie Światłowodowego Systemu Pomiaru Temperatury Części Aktywnej Transformatora”, 2016.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

Od 3 MVA do 160 MVA Od 6 kV do 245 kV

Producent Transformatorów Dystrybucyjnych i Wysokomocowych IMEFY Polska Sp z o.o.

ul Piłsudskiego 31C 58-160 Świebodzice (POLSKA) Tel:+48 74 664 05 52 transformatory@imefy.com

Od 25 kVA do 5 MVA

Od 50 kVA do 20 MVA

Od 6 kV do 72,5 kV

Od 6 kV do 36 kV

Transformatory zanurzone w cieczach dielektrycznych

Transformatory wysokomocowe Transformatory suche żywiczne

We Transform energy www.imefy.com

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

ETOS® — pierwszy otwarty standard digitalizacji transformatorów mocy

Z

e względu na rosnące obciążenie sieci energetycznych oraz coraz większy średni wiek transformatorów mocy inteligentne urządzenia stają się niezbędne. System ETOS® (Embedded Transformer Operating System) firmy Maschinenfabrik Reinhausen (MR) stanowi pierwszy otwarty system modułowy do automatyzacji transformatorów mocy.

System jako całość składa się z urządzeń monitorujących i zabezpieczających, czujników, urządzeń terenowych do kontroli, regulacji i monitorowania oraz nadrzędnego monitorowania floty w celu osiągnięcia optymalnego zarządzania operacyjnego z maksymalną niezawodnością operacyjną przy jednoczesnym zmniejszeniu kosztów cyklu życia. ETOS® jest praktycznym rozwiązaniem do automatyzacji transformatorów wszystkich producentów niezależnie od ich wieku — zarówno dla jednego transformatora, jak i całej floty.

System ETOS®, operujący na poziomie polowym transformatora, stanowi centralny interfejs komunikacji i wymiany danych między poziomem przetwarzania i poziomem sterowania. Aby sprostać różnym wymaganiom klientów, wspiera modułową integrację funkcji w obszarach sterowania, regulacji, monitorowania i napędu przełącznika zaczepów. Na poziomie przetwarzania możliwe jest łączenie wszystkich tradycyjnych i inteligentnych czujników, jak również urządzeń ochronnych transformatorów i przełączników zaczepów. Nawet czujniki innych producentów moż-

na z łatwością zintegrować za pomocą znormalizowanych interfejsów. ETOS® przetwarza i przesyła zagregowane sygnały i informacje przy użyciu znormalizowanych protokołów systemu sterowania. Następnie sygnały i informacje są przesyłane przy użyciu kabli światłowodowych do poziomu sterowania, aby umożliwić nadrzędną wizualizację i sterowanie flotą transformatorów. Użytkownicy mają do wyboru szeroki wachlarz opcji w tym zakresie, takich jak własne systemy SCADA i systemy chmurowe, oraz rozwiązanie do monitorowania floty TESSA® firmy MR.

POZIOM SYSTEMY SCADA STANDARDOWE PROTOKOŁY SYSTEMU STEROWANIA

POZIOM POLOWY

PODŁĄCZANIE CZUJNIKÓW PRZY UŻYCIU ZNORMALIZOWANYCH INTERFEJSÓW

MOŻLIWOŚĆ POZIOM PRZETWARZANIA PODŁĄCZENIA CZUJNIKÓW INNYCH PRODUCENTÓW

36

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 MODELE ETOS®

Sprawdzona technologia napędowa (z połączeniami mechanicznymi)

Innowacyjny górny napęd

Rozwiązanie do integracji w napędzie silnikowym

Otwarty system operacyjny dla transformatorów System ETOS® jest dostępny w szerokiej gamie wersji konstrukcyjnych i typów obudów. Można go zamontować na dowolnym transformatorze w postaci podłączalnych modułów, wersji autonomicznej w szafie sterującej lub jako rozwiązanie do integracji w napędzie silnikowym, zależnie od wymagań.

Możliwa jest również modernizacja istniejących transformatorów, włączając w to zindywidualizowany pakiet usług dodatkowych i komponentów na życzenie klienta. Urządzenia są łatwe w instalacji na transformatorze, a dane są przesyłane za pomocą światłowodów, dlatego nie jest wymagane prawie żadne okablowanie.

Rozwiązania z zakresu automatyzacji i komunikacji transformatorów mocy — najważniejszych zasobów w systemie przesyłu i dystrybucji energii — stanowią odpowiedź na obecne i przyszłe wyzwania dotyczące zarządzania siecią i eksploatacją. ETOS® jest pierwszym systemem operacyjnym dla transformatorów mocy, który jest jednocześnie otwarty i niezależny od określonego producenta. Łączy w sieć wszystkie komponenty i systemy w transformatorze i zarządza nimi. Jego wizualizacja jest niezwykle przyjazna dla użytkownika i bardzo intuicyjna, a jej informacje mogą być wyświetlane na różnych wyświetlaczach (MMI) oraz na urządzeniach mobilnych.

Podłączalne moduły

Wariant autonomiczny w szafie sterującej

Rozwiązanie do integracji w szafie sterującej klienta

opartą na rolach, kontrolę zewnętrzną oraz zarządzanie zabezpieczeniami produktu przez dedykowany zespół reagowania na incydenty komputerowe (CERT).

ETOS® — czysta inteligencja dla transformatorów Dzięki możliwościom integracji funkcji system ETOS® jest kompletnym rozwiązaniem z jednego źródła do automatycznego monitorowania wszystkich urządzeń w czasie rzeczywistym. Zapewnia on nie tylko maksymalną niezawodność operacyjną, ale również zmniejsza koszty cyklu życia i wydłuża okres eksploatacji urządzeń. Ponadto system ETOS® umożliwia wdrożenie strategii konserwacji na podstawie danych i rzeczywistych warunków.

Monitorowanie — Sterowanie — Regulacja Możliwe jest nie tylko podłączanie inteligentnych lub tradycyjnych czujników i urządzeń ochronnych, ale wszystkie funkcje wymagane przez użytkownika mogą być również odwzorowane w systemie ETOS® przy użyciu pakietów modułowych. Obejmują one monitorowanie transformatora, monitorowanie jednostki chłodzącej i sterowanie nią, monitorowanie przełącznika zaczepów, monitorowanie online DGA, regulacja napięcia, monitorowanie izolatora przepustowego, funkcja napędu przełącznika zaczepów oraz wiele innych funkcji, które można zintegrować przy użyciu dowolnie programowalnych wejść i wyjść.

Bezpieczeństwo ma najwyższy priorytet W branży dostarczania energii bezpieczeństwo, w tym cyberbezpieczeństwo, ma najwyższy priorytet. System ETOS® stanowi najnowocześniejsze rozwiązanie również pod tym względem, począwszy od architektury po wsparcie techniczne. Obejmuje to zintegrowaną zaporę sieciową, funkcje szyfrowanej komunikacji, kontrolę dostępu

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

Maschinenfabrik Reinhausen GmbH Falkensteinstrasse 8 93059 Ratyzbona, Niemcy www.reinhausen.com n

37

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Weidmann - innowacje w inteligentnej izolacji Transformatory w Eksploatacji, Ustka, 08-10 May 2019

Kierunki innowacji wynikają z potrzeb klientów Potrzeby naszych rynków i klientów

yy Ochrona majątku sieciowego (wydłużony czas eksploatacji transformatorów spowodowany ograniczeniem środków na wymianę jednostek – zmiana modelu biznesowego przedsiębiorstw). yy Niezawodność składników majątku (nowe regulacje i wymagania różnych organów skutkują wyższymi karami za braki w dostawie energii itp.). yy Uwzględnienie złożoności sieci przesyłowej (energia odnawialna, wielu producentów energii, przepływ energii w obie strony itp.). yy Złagodzenie presji kosztów (producenci transformatorów poszukują nowych materiałów, usprawnień procesów, np. poprzez szybsze suszenie materiałów, poprawę logistyki, krótsze czasy realizacji itp.). yy Ograniczanie kosztów i wdrażanie nowoczesnych technologii (transformatory wyższych częstotliwości, izolacja stała, nadprzewodnictwo).

Stopień polimeryzacji

yy Dalsze prace dotyczyć będą określenia zależności pomiędzy DP a odpornością na zrywanie w funkcji starzenia materiału izolacyjnego. yy Bardzo niska wartość DP (np. 200) nie zapewni wystarczającej wytrzymałości mechanicznej materiału izolacyjnego, jednak stwierdzenie, że im wyższa wartość DP, tym lepiej, jest nieprawdziwym uogólnieniem.

Detekcja metanolu yy Na potrzeby diagnostyki procesów starzeniowych w izolacji transformatorów wykorzystuje się zazwyczaj zawartość furanów w oleju. Jednak papier o ulepszonych właściwościach termicznych nie wydziela furanów, więc wskazywane wyniki są zafałszowane. Lepszą metodą do określenia zaawansowania procesów starzeniowych w izolacji może być określenie zawartości metanolu (CH4O). yy Zbadaliśmy możliwości zastosowania metanolu jako wskaźnika procesów starzeniowych w izolacji i wykazaliśmy istnienie dobrej korelacji. yy Pomiar zawartości metanolu zostanie wykorzystany w naszej diagnostyce jako standard wewnętrzny.

Ochrona składników majątku sieciowego i ich niezawodność

yy Stopień polimeryzacji (DP) włókien celulozy jest wskaźnikiem stanu mechanicznego izolacji, a tym samym wskaźnikiem zaawansowania procesów starzeniowych. yy Przeprowadziliśmy dogłębne badania nt. metod pomiarowych i wytycznych zawartych w standardach pozwalających określić wartość DP.

38

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Monobloki yy Preszpan o grubościach powyżej 8 mm powstaje poprzez sklejanie warstw. Kleje stosowane do tego celu tworzą zazwyczaj barierę dla oleju i wody. yy W celu rozwiązania tego problemu opracowaliśmy nowy laminowany materiał, w którym użyto w miejscu łączenia warstwy mikro i nano-celulozy. Łączenie nie zapobiega już transferowi wilgoci podczas suszenia transformatora lub oleju podczas impregnacji. Tym samym oba procesy przebiegają sprawniej. yy W dalszych pracach ulepszona zostanie wytrzymałość mechaniczna nowego materiału, aby zapewnić najlepsze właściwości izolacyjne i mechaniczne przy zastosowaniu jako elementu układu prasującego.

Preszpan o ulepszonych właściwościach termicznych yy Materiały izolacyjne o ulepszonych właściwościach termicznych mają korzystniejsze właściwości starzeniowe. W pewnych klasach transformatorów dystrybucyjnych papier ten jest standardem, jednak nie jest jeszcze stosowany preszpan o ulepszonych właściwościach termicznych. yy Wiedmann przeprowadził szereg eksperymentów laboratoryjnych i badań starzeniowych w celu uzyskania nowego preszpanu o właściwościach porównywalnych do ulepszonego termicznie papieru Krafta. yy Następnymi krokami będzie rozwój procesu produkcyjnego i jego optymalizacja, mająca na celu uruchomienie produkcji.

Elementy izolacyjne wykonane z Nomexu® yy Braki zasilania związane z uszkodzeniami sieci i urządzeń, np. po burzach, wymagają składników zastępczych, które umożliwią przywrócenie zasilania. Takie wyposażenie musi być łatwe do montażu i wysoce niezawodne. yy Projekt ultrakompaktowych transformatorów mobilnych wymaga rozwiązań izolacji mogących wytrzymać podwyższone temperatury. yy Weidmann pracuje nad stworzeniem specjalnych elementów izolacyjnych wykonanych z Nomexu®, które będą stosowane w takich transformatorach. Nomex® ma inne właściwości produkcyjne niż celuloza, więc brane są także pod uwagę inne rozwiązania (np. hybrydowe).

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

39

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Papier modyfikowany yy Opracowano specjalnie modyfikowany papier, cieńszy, ale o lepszych właściwościach mechanicznych, dzięki któremu osiągnięto mniejsze rozmiary i straty uzwojeń. yy Badania starzeniowe tego materiału wskazały, że ma także wyższą odporność termiczną, mając podobną charakterystykę starzeniową do standardowego papieru przy tych samych temperaturach. yy Badania są kontynuowane w celu wskazania kolejnych możliwości aplikacyjnych papieru modyfikowanego, np. jako papieru nawojowego o lepszych właściwościach termicznych.

Izolacja inteligentna yy Najbardziej krytycznymi czynnikami wpływającymi na czas życia transformatora są (wysoka) temperatura pracy T, (zbyt duża) zawartość wilgoci w izolacji M i (niewystarczające) siły prasujące F. yy T, M oraz F najlepiej określa się w izolacji stałej. yy Rozpoczęliśmy opracowywanie czujników M i F i związanych z nimi systemów pomiarowych opartych na technologii FBGS i NIR. yy Dane uzyskane z takich systemów w czasie pracy transformatora wpłyną na „indeks zdrowia” jednostki i dostarczą kluczowe informacje na temat niezawodności.

40

Nowa koncepcja odpływów uzwojeń Złagodzenie presji kosztów

yy Pierwszy układ wyprowadzeń 400 kV oparty o technologię barier został opracowany przez Weidmanna ponad 50 lat temu. yy Od tego czasu rozwinęliśmy technologię odpływów uzwojeń zarówno dla napięć stałych, jak i przemiennych, dla najwyższych napięć, tj. 1200 kV AC i 1100 kV DC. yy Ostatnie badania koncentrowały się na poprawie stabilności mechanicznej (narażenia podczas transportu, odporność na trzęsienia ziemi), jak i poprawie przepustowości produkcji i ułatwieniu montażu (obniżenie kosztów). yy Testowane są nowe generacje układów wyprowadzeń w specjalistycznych laboratoriach (WN, mechaniczne itp.).

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Preszpan o kontrolowanej przwodności (HVDC) yy Konstrukcja układów izolacyjnych pracujących przy polach HVDC zależy głównie od przewodności zastosowanych materiałów. yy Jeśli przewodność izolacji stałej (Transformerboard) zostanie zwiększona do poziomu cieczy izolacyjnej (oleju), to uzyskamy bardziej równomierny rozkład pola elektrycznego. To z kolei pozwala na mniej skomplikowaną (kosztowną) konstrukcję izolacji. yy Z tego powodu przeprowadziliśmy szereg badań laboratoryjnych i testów starzeniowych, by uzyskać preszpan o kontrolowanej, wyższej przewodności. yy Obecnie poszukujemy użytkowników pilotażowych zainteresowanych tym nowym materiałem, aby sfinalizować proces industrializacji procesu produkcyjnego.

Celuloza mikrofibrylowana (nanotechnologie) yy Mikrofibrylowana celuloza (zwana także nanocelulozą) może być zastosowana w celu poprawy właściwości wielu materiałów. yy Produkty wykonane z papieru i preszpanu dzięki zastosowaniu mikrofibrylowanej celulozy mają zwiększoną wytrzymałość mechaniczną, lub przy podobnych właściwościach można ograniczyć wagę materiału, w porównaniu do papierów tradycyjnych. yy Celuloza mikrofibrylowana może dodatkowo zwiększać wytrzymałość warstw wielu produktów lub działać jako klej do ciężkich arkuszy płyt. W powłokach na powierzchnie papieru i preszpanu nanoceluloza może pomóc kontrolować reologię osadów lub działać jako bariera funkcjonalna. yy Prowadzone są badania w celu otrzymania materiałów o ulepszonych właściwościach elektrycznych, opartych na MFC.

Ciecze alternatywne Ograniczanie kosztów i wdrażanie nowych technologii

yy Ciecze alternatywne, takie jak np. estry, są biodegradowalne, więc zmniejszają ryzyko związane z potencjalnym wyciekiem z transformatora. yy Rozpoczęliśmy intensywne badania właściwości elektrycznych takich cieczy, w celu opracowania bazy danych właściwości takich układów izolacyjnych. yy Przetestowano z sukcesem konstrukcje odpływów uzwojeń w estrze naturalnym, co umożliwia optymalizację budowy transformatora. yy Przeprowadzane są badania napięciowe przy narażeniach przemiennych i impulsowych w naszym laboratorium WN.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

41

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Zastosowania przy wyższych częstotliwościachtransformatory o izolacji stałej yy Korzyści z transformatorów o wyższej częstotliwości to lepsza wydajność, wysoka gęstość mocy, niska masa i małe wymiary; dzisiejsze wyzwania to możliwości produkcji, wyższe straty, wyższe koszty. yy Weidmann bierze udział w konsorcjum FREEDM zajmującym się rozwojem transformatorów o izolacji stałej i innymi konceptami związanymi z transformatorami wysokich częstotliwości. yy Rozpoczęły się pierwsze badania nad wdrożeniem układów izolacyjnych stałych w zastosowaniach wysokonapięciowych, przy wysokich częstotliwościach. yy Badania materiałów izolacyjnych ujawniły zależność współczynnika mocy i przenikalności w funkcji częstotliwości. yy Badania są kontynuowane.

Zastosowanie nadprzewodnictwa yy Zaletą nadprzewodnictwa są niskie straty (lub ich brak), dzisiejsze wyzwania to koszty i wykonalność wdrożeń przy niezbędnych niskich temperaturach. yy Przeprowadzono próby napięciowe (50 Hz) różnych rodzajów preszpanu w ciekłym azocie. yy Wartości napięć przebicia są porównywalne do wartości uzyskanych dla preszpanu zanurzonego w oleju mineralnym (20°C) lub wyższe. yy Wniosek: proces impregnacji preszpanu w ciekłym azocie jest korzystny. Materiał może być stosowany jako izolacja elektryczna w takich aplikacjach (np. w nadprzewodzących ogranicznikach prądów).

Liquid N2

Ucyfrowienie yy Nasze działania R&D uwzględniające ucyfrowienie: yy Produkcja addytywna/druk 3D: w celu zmniejszenia kosztów produkcji i zapewnienia nowych rozwiązań (np. geometrii) dla izolacji transformatorów. yy Cyfrowa kontrola procesów: poprawa stabilności i jakości oraz redukcja kosztów procesów produkcyjnych urządzeń. yy Bezproblemowy łańcuch dostaw: poprawa czasu i niezawodności / jakości danej oferty / zamówienia i dostawy przy użyciu standardowych rozwiązań ERP (np. SAP). yy Natychmiastowa i spójna komunikacja z klientami: dostarczanie najnowszych i pełnych informacji w celu przyspieszenia podejmowania decyzji i rozwiązywania problemów.

42

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Prace nad czujnikiem sił prasujących – INSULOGIX® F

Siły w uzwojeniach: promieniowe i osiowe

Czynniki wpływające na siły prasujące

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

43

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Konsekwencje niewystarczającej siły prasującej

Opracowanie czujnika siły z kompensacją temperatury Siła wyjściowa Podparcie krańcowe

Lokalizacja czujnika F

Pierścień dociskowy

Miedziane zwoje

OPCJA:

Chłodzące kanały olejowe

Czujnik światłowodowy “F” umieszczony w izolacji uzwojenia dokonuje bezpośredniego porównania wartości fabrycznych i eksploatacyjnych wytrzymałości zwarciowej transformatora.

Bardzo przydatne narzędzie oceny stanu technicznego przy połączeniu z pomiarami w czasie rzeczywistym.

Wkrótce czujnik będzie stosowany w warunkach eksploatacyjnych

Promieniowe odstępniki izolacyjne.

Zazwyczaj 12-16 stosów rozmieszczonych po obwodzie

3 równo rozmieszczone czujniki. “F” mierzy siły prasujące bezpośrednio w uzwojeniach

Stalowa rama otaczająca uzwojenia.

Siła wyjściowa

Zyski płynące z zastosowania czujnika sił prasujących yy Bezpośredni pomiar sił prasujących transformatora (nacisk) w izolacji lub strukturze prasującej w oparciu o technologię światłowodową. yy Składniki izolacji zintegrowane z wbudowanymi czujnikami sił. yy Odniesienie do wyjściowych sił prasujących yy Weryfikacja zmian wartości sił po transporcie i w eksploatacji yy Dostarcza informacje o stanie technicznym i ryzyku przetrwania kolejnego zdarzenia zwarciowego. yy Dostępne jako monitoring online lub monitoring integralności uzwojenia podczas prób odbiorczych lub okresowych.

44

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Inteligentna izolacja TMF – monitoring bezpośredni

Czujnik F

Czujnik T

Czujnik M

Oprogramowanie diagnostyczne Weidmann’a

HI

CIInd

1) If no hot spot measurement is installed the hot spot temperature can be calculated out of the top oil temperature and load.

2) For transformers/mobiles with 3 loaded windings 3) If water and/or oxygen dependence should be considered in LOL calculation

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

45

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 INSULOGIX® VAULT z oprogramowaniem diagnostycznym Dostępny ze wskaźnikiem stanu

Wyjście: 1. Wskaźnik stanu (Health Index), 2. Informacja o obciążeniu oparta o stan techniczny System monitoringu może być skonfigurowany w oparciu o potrzeby klienta.

Wnioski R&D w wielu obiecujących obszarach

yy Przedstawiony przegląd innowacji ma na celu wskazanie obszarów, na których koncentrujemy się w badaniach i rozwoju (R&D). yy Obok własnych działań R&D, Weidmann uważnie śledzi światowe badania i rozwój przemysłu poprzez aktywny udział w różnych instytucjach i konsorcjach badawczych, takich jak IEC, IEEE, CIGRE itp. i tworzy specjalistyczne partnerstwa z wiodącymi uniwersytetami na

46

polach badań materiałów i aplikacji. To z kolei zapewnia naszym klientom dostęp do wiedzy dzięki opracowanym przez nas rozwiązaniom. yy Ostatecznie nasze innowacje służą naszym klientom, aby Państwa transformatory były lepsze.

Prosimy o kontakt z w sprawie Państwa wymagań i pomysłów. Udostępnimy naszą wiedzę i kreatywność.

Daniel Tschudi, Marius Marinoiu n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Papier izolacyjny wzmocniony aramidem – właściwości i zastosowania 1. Wstęp Starzenie izolacji jest naturalnym procesem zachodzącym w układzie izolacyjnym transformatora. Składa się na nie szereg zjawisk fizykochemicznych, takich jak: yy pyroliza (wpływ temperatury), yy hydroliza (wpływ wody), yy utlenianie.

Podstawowymi materiałami używanymi jako izolacja stała w transformatorach olejowych są papier i preszpan na bazie celulozy. W efekcie starzenia, łańcuchy celulozy ulegają degradacji i ich długość maleje, co objawia się malejącą z czasem wytrzymałością mechaniczną materiału. Rys. 1 przedstawia wyznaczoną eksperymentalnie zależność między długością łańcuchów celulozy w papierze (DP – stopień polimeryzacji) i wytrzymałością mechaniczną papieru na zrywanie wyrażoną w procentach wytrzymałości papieru nowego (Percent Tensile Strength). Dla długości łańcuchów rzędu 200, pozostała wytrzymałość mechaniczna to ok. 35% wytrzymałości mechanicznej papieru nowego. Rys. 2 obrazuje próbkę papieru poddanego starzeniu w warunkach laboratoryjnych, który stał się kruchy i nie nadawałby się do dalszej pracy w układzie izolacyjnym transformatora.

Na Rys. 1 niektóre punkty obrazują własności papieru ulepszanego cieplnie poprzez specjalną obróbkę celulozy i dodanie określonej zawartości azotu. Papier ulepszany cieplnie jest mniej wrażliwy na temperaturę pracy, ale utrata własności mechanicznych wynikająca z degradacji łańcuchów celulozy ma miejsce tak samo jak w przypadku celulozy klasycznej (typu Kraft).

Analiza zjawisk starzenia izolacji celulozowej stała się podstawą do ustalenia dopuszczalnych temperatur pracy transformatora, tak aby zapewnić jego odpowiednią żywotność. Przewodniki obciążalności podają również wytyczne co do przeciążania transformatorów, aby uniknąć nadmiernej degradacji izolacji. Typowy czas użytkowania transformatorów w eksploatacji odbiega od

Rys. 1. Zależność między długością łańcuchów celulozy w papierze (DP – stopień polimeryzacji) i wytrzymałością mechaniczną papieru na zrywanie, wyrażoną w procentach wytrzymałości papieru nowego (Percent Tensile Strength)

Rys. 2. Próbka papieru poddanego starzeniu w warunkach laboratoryjnych – utrata własności mechanicznych (foto: DuPont)

teoretycznego czasu życia izolacji celulozowej. W przewodniku obciążalności IEC 60076-7 [1] podaje się, że izolacja celulozowa narażona ciągle na normalną dopuszczalną długotrwałą temperaturę pracy osiągnęłaby kres swej żywotności po kilku lub kilkunastu latach. Dla przykładu, wytrzymałość mechaniczna na zrywanie zmalałaby do poziomu 25% wytrzymałości nowego papieru po ok. 15 latach, a stopień polimeryzacji celulozy spadłby do poziomu krytycznego 200 po ok. 17 latach. Wnioskiem

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

z tego jest, iż normalnie transformatory pracują w eksploatacji znacznie dłużej tylko dlatego, że nie są obciążane w sposób ciągłu do poziomu mocy znamionowej, lub pracują w niższych temperaturach otoczenia, niż to założono w normach. Gdyby jednak transformator miał pracować na pełną moc znamionową i przy średniej temperaturze otoczenia bliskiej 20°C (normalna temperatura otoczenia wg PN/EN/IEC), to zjawiska starzeniowe byłyby bardziej wyeksponowane a żywotność takiego

47

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 transformatora byłaby krótsza niż typowego transformatora. Takim przypadkiem mogą być typowe transformatory blokowe, które pracują przy obciążeniach znacznie bliższych mocy znamionowej niż typowe transformatory sieciowe. Zwrócono na to uwagę w przewodniku obciążalności IEC 60076-7.

Niniejszy artykuł przedstawia koncepcję i zastosowanie nowego typu papieru celulozowego, w którym zastosowano składnik aramidowy celem wzmocnienia struktury papieru potencjalnie osłabionego efektami starzenia celulozy.

2. Nowy papier izolacyjny – papier celulozowy wzmocniony aramidem 2.1. Koncepcja nowego materiału izolacyjnego Nowe rozwiązanie dla izolacji celulozowej zostało opracowane dla transformatorów olejowych, aby wypełnić lukę w dostępnych materiałach izolacyjnych o klasie temperaturowej wyższej niż zwykłe papiery celulozowe (typu Kraft lub ulepszane cieplnie), lecz niższej niż stosunkowo drogi papier aramidowy.

Do produkcji nowego papieru wykorzystuje się wysokiej jakości ulepszaną cieplnie pulpę celulozową do zastosowań elektrotechnicznych i spoiwo z wysokotemperaturowego polimeru meta-aramidowego (Nomex®). Składniki te są dobrze znane i używane od dziesięcioleci w układach izolacyjnych transformatorów olejowych jako dwa różne materiały izolacyjne. Papier aramidowy charakteryzuje się stosunkowo wysoką klasą temperaturową izolacji: 180°C przy pomiarach w oleju mineralnym.

W nowym rozwiązaniu, oba materiały połączone zostały razem w warstwowej strukturze papieru. Podczas gdy główna środkowa warstwa papieru składa się tylko z celulozy, warstwy zewnętrzne wzbogacone są składnikiem aramidowym (Rys. 3). W rezultacie, podczas pracy transformatora i degradacji celulozy w określonych temperaturach pracy, składnik aramidowy pozostaje nienaruszony i zapewnia wzmocnienie mechaniczne struktury papieru. Tym samym przedłuża żywotność papieru i jego zdolność do pracy w układzie izolacyjnym.

Generalnie, nowy papier posiada własności mechaniczne i elektryczne zbliżone do typowych standardowych papierów izolacyjnych powszechnie stosowanych w konstrukcji transformatorów (Tabela I) [2]. Dla celów porównania użyto ogólnie dostępnego papieru ulepszanego cieplnie o grubości 0.18 mm i nowego produktu o tej samej grubości. Podczas badań porównawczych stwierdzono taką samą nasycalność olejem jak w przypadku typowego papieru celulozowego.

Wyniki prób elektrycznych w oleju mineralnym pokazują, że nowy papier posiada wytrzymałość na przebicie napięciem przemiennym o ponad

30% wyższą niż badany w celach porównawczych papier ulepszany cieplnie (próby według normy ASTM D149). Dotyczy to zarówno prób wykonanych na pojedynczym arkuszu papieru, jak i na strukturach wielowarstwowych. Ta własność może zostać wykorzystana w celu optymalizacji konstrukcji transformatorów poprzez zmniejszenie grubości stosowanej izolacji lub może zwiększyć zapas bezpieczeństwa wytrzymałości układu izolacyjnego, jeśli zastosowano by taką samą grubość izolacji jak w przypadku izolacji konwencjonalnej.

Przyczyny podwyższonej wytrzymałości dielektrycznej nowego papieru są ciągle obiektem badań laboratoryjnych.

2.2. Klasa temperaturowa papieru wzmocnionego aramidem Dla oceny przydatności nowego materiału w układach izolacyjnych transformatorów, konieczne było szczegółowe określenie faktycznego zachowania materiału podczas pracy w określonej temperaturze.

Aby ocenić długotrwałą odporność na temperaturę, przeprowadzono długotrwałe starzeniowe próby laboratoryjne według procedur określonych

Rys. 3. Struktura papieru wzmocnionego aramidem

Tabela I – Porównanie własności papierów izolacyjnych (grubość 0.18 mm) Własności

Typowy papier ulepszany cieplnie

Papier wzmocniony aramidem

Metoda prób

Gramatura (g/m )

160

166

ASTM D646

Gęstość (g/cm3)

1.0

0.97

ASTM D646

200 220

160 240

TAPPI 414

165 43

191 43

ASTM D828

965

1050

ASTM D774-93 (2002)

1.5

3.0

ASTM D149

11.5

14.8

ASTM D149

63

83

ASTM D149

2

Wytrzymałość na rozdzieranie (gf) w kierunku wzdłużnym w kierunku poprzecznym Wytrzymałość na zrywanie (N/cm) w kierunku wzdłużnym w kierunku poprzecznym Wytrzymałość na rozerwanie (kPa) (Mullen burst strength) Napięcie przemienne, szybki wzrost, napięcie przebicia na sucho (kV) Napięcie przemienne, szybki wzrost, napięcie przebicia w oleju (kV) Napięcie przemienne, szybki wzrost, wytrzymałość elektryczna w oleju (kV/mm)

48

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 w normie IEEE C57.100 [3]. Zgodnie z procedurą opisaną w normie, badania wykonane zostały jako badania porównawcze z układem izolacyjnym o znanych własnościach. Według procedury, takim układem odniesienia jest papier ulepszany cieplnie starzony w oleju mineralnym.

Do porównawczych długotrwałych prób starzeniowych wykorzystano papiery o grubości 0.18 mm, co odpowiada typowym papierom stosowanym na izolację warstwową w transformatorach rozdzielczych. Rys. 4 przedstawia zestaw typowych materiałów konstrukcyjnych transformatora wykorzystywanych w odpowiednich proporcjach do prób starzeniowych.

Omawiane badania porównawcze wykonuje się dla kilku temperatur, dla których określa się czas życia izolacji, tj. czas po jakim materiał straci swe własności użytkowe według określonego wcześniej kryterium. Następnie ekstrapoluje się wyniki do wymaganego czasu życia wynoszącego umownie 180 000 godzin (ok. 20 lat) i w ten sposób określa się dopuszczalną długotrwałą temperaturę pracy materiału. W omawianym przypadku, w celu uzyskania bardziej precyzyjnych charakterystyk starzeniowych, starzenie wykonano w siedmiu różnych temperaturach, a nie w trzech, jak tego wymaga podana norma.

Rys. 5 prezentuje otrzymaną charakterystykę starzeniową Arrheniusa dla nowego papieru z aramidem zanurzonego w oleju mineralnym. Wzór (1) opisuje uzyskaną charakterystykę i może służyć do obliczania teoretycznego czasu życia izolacji w przypadku pracy w określonych temperaturach.

(1) gdzie, „LIFE” to czas życia izolacji w godzinach a „T” to temperatura pracy izolacji w °C (temperatura starzenia lub temperatura najgorętszego miejsca w uzwojeniu).

Przeprowadzone badania wykazały, że badana izolacja mogłaby pracować ciągle w temperaturze 120°C i obserwowano by taki sam efekt utraty własności mechanicznych jak w przypadku celulozy ulepszanej cieplnie pracującej w temperaturze 110°C, czyli o 10°C niższej. Potwierdza to, że dodanie składnika aramidowego poprawiło własności starzeniowe materiału. Materiał można więc zakwalifikować do klasy temperaturowej 130 (stara klasa B).

Badania wykonano również dla nowego papieru zanurzonego w estrze

naturalnym wg IEC 62770. Badania pokazały, że ester dodatkowo poprawia własności starzeniowe materiału.

Ciągła temperatura pracy dająca taki sam efekt w postaci degradacji własności mechanicznych to w tym wypadku 140°C.

Rys. 6 przedstawia charakterystyki starzeniowe różnych porównywanych materiałów. Zaznaczono ustalone temperatury pracy skutkujące jednakową żywotnością materiałów, odpowiadającą czasowi pracy 180 000 godzin, czyli ok. 20 lat.

Rys. 4. Typowy zestaw materiałów do wykonania długotrwałych prób starzeniowych; zdjęcie po prawej stronie pokazuje materiały umieszczone w komorze starzeniowej

Rys. 5. Charakterystyka starzeniowa Arrheniusa – czas życia w funkcji temperatury pracy [4]

Rys. 6. Porównanie charakterystyk starzeniowych nowego papieru z aramidem (Nomex® 910) i papieru ulepszanego cieplnie (TUK – thermally upgraded Kraft) - próby wg IEEE C57.100 w oleju mineralnym i estrze naturalnym

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

49

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 3. Zastosowanie w konstrukcji transformatorów Podwyższona odporność na temperaturę papieru wzmocnionego aramidem daje określone korzyści w konstrukcji transformatora. Dwie podstawowe metody zastosowania to:

1. Zastosowanie w celu zwiększenia żywotności układu izolacyjnego

Transformator jest zaprojektowany do pracy przy konwencjonalnych temperaturach znamionowych dla uzwojeń, typowych dla celulozy. Poprzez wykorzystanie nowego materiału, układ izolacyjny jest mniej wrażliwy na przeciążenia i akumulujące się skutki cieplnej degradacji izolacji podczas długoletniej pracy. Okresowe przeciążenia czy stany pracy awaryjnej podczas użytkowania transformatora mają mniejszy wpływ na stan izolacji w dłuższej perspektywie czasu, a co za tym idzie na niezawodność urządzenia. Rozwiązanie to wybrane zostało już w kilku projektach transformatorów blokowych (na napięcia do 500 kV).

2. Wykorzystanie wyższej dopuszczalnej temperatury pracy celem optymalizacji konstrukcji transformatora

W tym wypadku pozwala się, aby uzwojenia pracowały przy wyższych temperaturach znamionowych. Norma PN/EN 60076-14 [5] definiuje różnorodne układy izolacyjne bazujące na materiałach izolacyjnych o klasie temperaturowej wyższej niż dla konwencjonalnej celulozy. Norma podaje maksymalne dopuszczalne tempera-

tury znamionowe dla zdefiniowanych układów izolacyjnych. Zgodnie z treścią normy, materiał o klasie temperaturowej 130 może być zastosowany jako izolacja przewodów w układzie izolacyjnym półhybrydowym lub na niektóre elementy układu izolacyjnego mieszanego lub hybrydowego (Tabela II). Średni przyrost temperatury uzwojenia może być zwiększony o 10-20°C, a przyrost temperatury najgorętszego miejsca nawet o 22°C. Takie same przyrosty temperatur mogą być stosowane w układach izolacyjnych z cieczami alternatywnymi, takimi jak estry czy oleje silikonowe (Tabela III). Wyższe temperatury dozwolone w transformatorze dają możliwość optymalizacji rozmiarów przewodów w uzwojeniach lub redukcji układu chłodzącego transformatora (kanałów chłodzących w uzwojeniach, bądź układu chłodzenia na zewnątrz kadzi transformatora).

4. Przykłady zastosowań 4.1. Transformatory blokowe do instalacji w gorącym klimacie Jako przykład jednego z pierwszych zastosowań papieru wzmocnionego aramidem warto przytoczyć jego zastosowanie w konstrukcji serii transformatorów blokowych dla instalacji w gorącym klimacie, w Egipcie. Zgodnie ze specyfikacją użytkownika transformatorów, w celu przedłużenia żywotności układu izolacyjnego, wymagano układu izolacyjnego hybrydowego z materiałami w klasie temperaturowej przynajmniej 130. Zwykle takie wymaganie narzucałoby zastosowanie papieru aramidowego do izolacji przewodów

w uzwojeniach oraz preszpanu aramidowego na elementy pozostające w bezpośrednim kontakcie z uzwojeniami (kliny pionowe, przekładki). Dzięki dostępności papieru wzmocnionego aramidem, możliwe było zastosowanie tego bardziej ekonomicznego rozwiązania w zakresie izolacji zwojowej. Na elementy preszpanowe zastosowano aramid.

Zastosowanie nowego papieru w projekcie poprzedzone zostało szczegółową analizą własności nowego papieru w zastosowaniu do izolacji przewodów. Producent przewodów wykonał szereg prób dotyczących procesu izolacji: optymalizacja naciągu taśmy, optymalizacja prędkości owijania, itp.

Jakość wykonanej izolacji przewodów potwierdzono badaniami mechanicznymi i dielektrycznymi wykonanymi na gotowych przewodach. Konstrukcja transformatora wykorzystywała przewody z ciągłą transpozycją żył w uzwojeniach górnego napięcia i przewody prostokątne w uzwojeniu regulacyjnym. W uzwojeniach dolnego napięcia zastosowano przewody z ciągłą transpozycją żył bez izolacji papierowej.

Projekt składał się z trzech transformatorów blokowych (Rys. 7) o charakterystyce podanej poniżej.

Moc znamionowa: 186 (ONAN) / 248 (ONAF-1) / 310 (ONAF-2) MVA Napięcie GN: 220 kV ± 4x2.5% (z bezobciążeniowym przełącznikiem zaczepów) Napięcie DN: 15.75 kV Układ połączeń: YNd1 Układ izolacyjny: Klasa izolacyjna przynajmniej 130°C; izolacja hybrydowa uzwojeń wg IEEE C57.154 (amery-

Tabela II – Dopuszczalne przyrosty temperatury dla hybrydowych układów izolacyjnych wg PN/EN 60076-14 [5] Układy hybrydowe Mieszany Hybrydowy (pełny)

Układ konwencjonalny

Półhybrydowy

105

120

130

130

140

Minimalna wymagana klasa temperaturowa dla izolacji stałej Przyrost temperatury oleju (K) Średni przyrost temperatury uzwojeń (K)

155

60

60

60

60

60

60

65/70

75

65

85

95

105

78

90

100

100

110

125

Przyrost temperatury najgorętszego miejsca (K)

Tabela III – Dopuszczalne przyrosty temperatury dla wysokotemperaturowych układów izolacyjnych z estrami lub cieczami silikonowymi wg PN/EN 60076-14 [5] Estry

Ciecze silikonowe

Minimalna wymagana klasa temperaturowa dla izolacji stałej

130

140

155

180

130

140

155

180

Przyrost temperatury oleju (K)

90

90

90

90

115

115

115

115

Średni przyrost temperatury uzwojeń (K)

85

95

105

125

85

95

105

125

Przyrost temperatury najgorętszego miejsca (K)

100

110

125

150

100

110

125

150

50

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 kański odpowiednik PN/EN 60076-14).

W kolejnych projektach dla tego samego użytkownika zastosowano papier wzmocniony izolacją aramidową w transformatorach blokowych na napięcie 500 kV. Tym razem wybrano jednak układ półhybrydowy, gdzie izolacja o podwyższonej klasie temperaturowej użyta została tylko do izolacji zwojowej.

(Rys. 8-9)

4.2. Transformatory rozdzielcze o wysokiej przeciążalności Kolejny przykład zastosowania nowej izolacji dotyczy transformatorów rozdzielczych. Analizowany przypadek dotyczy transformatora podnoszącego napięcie w zastosowaniu do instalacji solarnej.

Pokazany w Tabeli IV profil obciążenia zakładał regularne przeciążanie transformatora w okolicach południa do poziomu 120% mocy znamionowej. Do tego, transformator zainstalowany wewnątrz podstacji narażony miał być na stosunkowo wysokie temperatury otoczenia na poziomie 55-60°C w ciągu dnia.

Aby uniknąć przegrzania izolacji w tak ciężkich warunkach pracy, transformator musiałby być zaprojektowany na stosunkowo niskie temperatury pracy przy mocy znamionowej w normalnych warunkach. Oznaczałoby to stosunkowo wysoki koszt transformatora.

Tymczasem jednak przeprowadzona analiza konstrukcji z wykorzystaniem izolacji o podwyższonej klasie temperaturowej pokazała, że można obniżyć koszt transformatora. Kluczem było dopuszczenie wyższych temperatur w uzwojeniach podczas przeciążenia transformatora. Rys. 10 przedstawia wyniki obliczeń temperatur w transformatorze dla podanego cyklu obciążenia i dla określonej temperatury otoczenia.

Rys. 7. Transformator blokowy trójfazowy 310 MVA, 220 kV (foto: Tamini Trasformatori)

Rys. 8. Transformator blokowy jednofazowy 300 MVA, 500 kV (foto: Shandong Power)

Rys. 9. Uzwojenie transformatora blokowego 300 MVA, 500 kV – izolacja zwojowa z papieru wzmocnionego aramidem; elementy preszpanowe z tradycyjnego preszpanu celulozowego (foto: Shandong Power)

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

51

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Choć obliczona chwilowa temperatura najgorętszego miejsca w uzwojeniach osiąga niemal 150°C, to układ izolacyjny nie jest narażony na nadmierne starzenie papieru. Obliczona utrata życia izolacji wyniosła jedynie 1.08 dnia przy 24-godzinnym cyklu obciążenia. Dla porównania, takie same temperatury w transformatorze z klasyczną izolacją celulozową spowodowałyby degradację 11-krotnie szybszą, czyli powodowałyby znaczne narażenie izolacji na przedwczesne zestarzenie.

Tabela V przedstawia porównanie konstrukcji obu transformatorów: z izolacją konwencjonalną i z izolacją wzmocnioną aramidem. Tabela VI natomiast pokazuje porównanie kosztu poszczególnych elementów transformatora. Jak widać całkowity koszt został obniżony o 6%, głównie dzięki redukcji kosztu uzwojeń i oleju. Warto zauważyć, że zastosowany papier izolacyjny był znacznie droższy niż papier konwencjonalny (12.5 razy). Nie przeszkodziło to jednak w uzyskaniu ostatecznych oszczędności. Wynika to ze stosunkowo niewielkiego udziału papieru izolacyjnego w całkowitym koszcie transformatora.

Należy zauważyć, że przytoczona analiza konstrukcji wykonana została w Chinach przy założeniu tamtejszych cen materiałów. Analiza wykonana w Polsce może się różnić i wykazać większe lub mniejsze oszczędności.

5. Prace badawcze i przyszłe zastosowania Powyżej opisano przykładowe zastosowania nowego papieru izolacyjnego w transformatorach mocy i rozdzielczych. Obecnie w wielu ośrodkach przemysłowych i badawczych na świecie (również w Polsce) trwają równolegle prace nad dalszą analizą własności nowej izolacji i możliwościami jej najlepszego wykorzystania.

Rys. 11 pokazuje przykładowe wyniki badań laboratoryjnych pod kątem gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) po próbach starzeniowych izolacji w oleju.

Znamienne jest, że izolacja wzmocniona aramidem wygenerowała mniej gazów typowych dla degradacji celulozy niż tradycyjna izolacja ulepszana cieplnie.

Badanie powtórzono na prototypie dużego transformatora mocy 165 MVA, 230/34.5 kV. Dwie bliźniacze jednostki zbudowane z wykorzystaniem dwóch różnych rodzajów izolacji poddano próbom cieplnym łącznie z próbą 8-godzinnego nagrzewania uzwojenia do temperatury 110°C oraz 120°C. Wyniki pokazane są na Rys. 12 i 13. Potwierdzi-

52

Tabela IV – Przykładowy profil obciążenia transformatora do instalacji solarnej Czas Profil obciążenia Temperatura otoczenia

0:00-9:00

9:00-11:00

11:00–13:00

13:00-15:00

15:00–24:00

10%

100%

120%

100%

10%

40°C

55°C

60°C

55°C

40°C

Rys. 10. Obliczenia temperatur oleju (linia niebieska) i uzwojeń (linia zielona) dla analizowanego profilu przeciążenia transformatora Tabela V – Porównanie konstrukcji transformatorów z izolacją konwencjonalną i wzmocnioną aramidem Papier izolacyjny

Papier Kraft

Moc znamionowa (kVA)

DuPont™ Nomex® 910 3 150

Ilość faz

3

Napięcie GN/DN (kV)

35/0.4

Przewód GN (mm)

2.12 x 6.7

2.12 x 6.5

Przewód DN (mm)

2.1 x 850

2.1 x 830

Przyrost temp. uzwojeń (K)

48

58

Przyrost temp. oleju (K)

42

52

Przyrost temp. hot spotu (K)

61

72

Straty jałowe (W)

3 295

3 040

Straty obciążeniowe (W)

24 942

25 178

Temperatura odniesienia dla strat

75°C

75°C

Masa uzwojeń GN (kg)

896

810

Masa uzwojeń DN (kg)

534

516

Masa rdzenia (kg)

2471

2398

ły one badania laboratoryjne i wykazały mniejszą generację CO i CO2 w przypadku zastosowania papieru wzmocnionego aramidem. [6] Oznacza to, że praca izolacji przy wyższej temperaturze uzwojeń nie musi jednocześnie oznaczać większej generacji gazów z materiału. Potwierdza to możliwość stosowania nowej izolacji w konstrukcjach pracujących ciągle lub okresowo przy wyższych tempera-

turach uzwojeń niż konwencjonalne.

Inne programy badawcze dotyczą własności dielektrycznych czy mechanicznych papieru, lub też szczególnych własności przy zastosowaniach jako izolacja zwojowa czy izolacja warstwowa w formie papieru z żywicą (DDP).

Rys. 14 pokazuje przykład wyników obliczeń różnych transformatorów celem optymalizacji ich konstrukcji z wykorzystaniem nowej izolacji. Jak wspomnia-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Tabela VI – Porównanie kosztu transformatorów z izolacją konwencjonalną i wzmocnioną aramidem Konstrukcja konwencjonalna (papier Kraft) Koszt pierwotny 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Składnik kosztu Olej Przewód GN Przewód DN Papier izolacyjny Kanały chłodzące Wypełnienia końcowe Rdzeń Kadź Koszt całkowity

Konstrukcja zoptymalizowana (Nomex® 910) Stosunek kosztu 0.92 0.90 0.97 12.50 1.00 1.00 0.97 0.82 0.94

Rys. 11. Wyniki badań DGA po próbach starzeniowych papieru z aramidem (kolor czerwony, „7mil 910”) oraz papieru ulepszanego cieplnie (kolor zielony, „7mil TUK”)

Rys. 12. Zawartość CO po próbach cieplnych transformatorów 165 MVA, 230/34.5 kV z dwoma różnym typami izolacji: papier ulepszany cieplnie (TUK) oraz papier z aramidem (Nomex® 910)

no wcześniej, norma PN/EN 60076-14 pozwala na zastosowanie wyższych temperatur w konstrukcji uzwojeń, jeśli użyta zostanie izolacja o odpowiedniej klasie temperaturowej lub dodatkowo alternatywna ciecz izolacyjna. Zaprezentowane przykłady obliczeń dotyczą analizy konstrukcji transformatorów o różnych mocach, w których zastosowano ester jako ciecz izolacyjną.

Pokazane wykresy obrazują różnicę kosztu transformatorów w zależności o użytych materiałów. Jak powszechnie wiadomo, koszt transformatora z cieczą

Rys. 13. Zawartość CO2 po próbach cieplnych transformatorów 165 MVA, 230/34.5 kV z dwoma różnym typami izolacji: papier ulepszany cieplnie (TUK) oraz papier z aramidem (Nomex® 910)

typu ester jest wyższy niż koszt transformatora z olejem mineralnym. Różnica wynika z wyższej ceny samej cieczy izolacyjnej, ale także z nieco innej konstrukcji transformatora, wymagającej nieco większych kanałów chłodzących oraz nieco większych odstępów izolacyjnych. W pokazanych przykładach różnica kosztu transformatora może wynosić od 19% do 39%, w zależności od wielkości transformatora czy poziomu strat.

Gdy jednak w konstrukcji z estrem zastosuje się izolację o podwyższonej klasie temperaturowej, można konstrukcję

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

zoptymalizować, wykorzystując wyższe dopuszczalne przyrosty temperatur dla takiej konstrukcji. Według zaprezentowanych obliczeń, oszczędności w koszcie transformatora mogą wynosić nawet 16% w stosunku do kosztu transformatora z estrem i konwencjonalną izolacją celulozową.

Należy zwrócić uwagę, że osiągnięte wyniki optymalizacji konstrukcji są w znacznym stopniu zależne od typu transformatora, jego mocy i narzuconego poziomu strat. Dla przykładu, w analizowanej konstrukcji transformatora

53

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Rys. 14. Wyniki optymalizacji konstrukcji różnych transformatorów wykorzystujących ester jako ciecz izolacyjną i papier z aramidem jako izolację uzwojeń Tabela VII – Dopuszczalne przyrosty temperatur dla konstrukcji z różnymi materiałami izolacyjnymi

Konstrukcja konwencjonalna Celuloza + ester Papier z aramidem + ester

Izolacja stała

Ciecz izolacyjna

Przyrost temp. oleju [K]

Średni przyrost temp. uzwojenia [K]

Hot spot [K]

celuloza

olej mineralny

60

65

78

celuloza

ester

60

65

78

papier z aramidem / preszpan celulozowy

ester

90

85

100

1600 kVA, 20 kV, uzyskano oszczędność 16% dla przypadku, gdy straty nie były ograniczone, natomiast jedynie 1% gdy narzucono poziom strat według obowiązujących wymagań europejskich.

W przypadku analizowanych transformatorów o mocy 2800 kVA oraz 20 MVA, znaczne oszczędności wykazane zostały nawet w przypadku ograniczenia strat.

Tabela VII pokazuje dopuszczalne temperatury jakie użyte zostały w poszczególnych wariantach konstrukcji.

6. Wnioski Zaprezentowane przykłady zastosowań pokazują, że nowy papier izolacyjny wzmocniony aramidem może być przydatną alternatywą dla konwencjonalnej izolacji celulozowej w wybranych przypadkach. Można się spodziewać, że badania kontynuowane

54

w przemyśle i doświadczenia z pierwszych zastosowań będą skutkować coraz większą popularnością tego materiału w konstrukcji transformatorów różnych mocy.

Radosław Szewczyk DuPont radoslaw.szewczyk@dupont.com n

Bibliografia

[1] IEC 60076-7:2005 “Loading guide for oil-immersed transformers” [2] DuPont™ Nomex® 910 Engineered Cellulose Paper, Preliminary Technical Data Sheet, 2017 [3] IEEE Std C57.100:2011 “IEEE Standard Test Procedure for Thermal Evaluation of Insulation Systems for Liquid Immersed Power and Distribution Transformers” [4] Szewczyk R., Galhardo L., Marek R.P., Wicks R.C. “New cellulose paper enhanced with aramid - practical example of material thermal evaluation acc. to IEEE Std C57.100-2011”, CIGRE SC D1 Colloquium 2015, article ID 27 [5] PN/EN 60076-14:2013, Power transformers – Part 14: Liquid-immersed power transformers using high-temperature insulation materials.

[6] W. Calil, A. Souza, R.P. Marek, L. Galhardo, R. Szewczyk „Application of Aramid Enhanced Cellulose Paper and Practical Verification in Power Transformers for Extended Life or Optimized Size”, EuroDoble 2018

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

„Indeks zdrowia” transformatorów energetycznych na podstawie zaawansowanej diagnostyki oleju Wprowadzenie Transformatory znajdują powszechne zastosowanie w sieciach dystrybucyjnych energii elektrycznej. Są to urządzenia eksploatowane długotrwale, a niekiedy również w niekorzystnych warunkach. Oczekiwana żywotność tego urządzenia to między 30 a 40 lat stałej, bezawaryjnej pracy. Awaria transformatora energetycznego generuje znaczny koszt dla operatora sieci, zatem czynione są starania w kierunku przewidywania czasookresu, w jakim jednostka może być dalej bezpiecznie eksploatowana.

Obecnie spopularyzowane metody polegają głównie na ocenie bieżącego stanu technicznego transformatora.

Poprawna diagnoza daje odpowiedź, czy konieczne jest podjęcie krótkotrwałej interwencji w celu poprawy stanu technicznego, czy możliwa jest dalsza eksploatacja bez przeciwwskazań lub czy konieczne jest wycofanie jednostki z dalszej eksploatacji. Klasyczne metody nie dają odpowiedzi na pytanie, jaka jest długotrwała perspektywa pracy jednostki, ani w jakim momencie swojego cyklu życia się znajduje.

Odpowiedzią na powyższe problemy wydaje się być zastosowanie indeksu zdrowia (ang. Health Index) dla transformatorów. Metoda ta polega na przetworzeniu aktualnych parametrów diagnostycznych transformatora w pojedynczą wartość wyrażoną w punktach, którą można monitorować na przestrzeni lat w czasie eksploatacji jednostek. Algorytm ten może być mniej lub bardziej złożony, w zależności od ilości kryteriów analizy. Ważna w tej metodzie jest również możliwość aplikacji zarówno badań łatwych i często wykonywanych (właściwości fizykochemiczne, analiza DGA) jak i również rzadziej przeprowadzanych skomplikowanych analiz (np. FRA, szacowanie zawilgocenia izolacji papierowej).

Obecnie zaproponowanych zostało kilka różnych metod szacowania

indeksu zdrowia transformatorów [1,2,3]. Algorytm [1] jest powszechnie stosowany przez włoskiego operatora sieci przesyłowej TERNA. Pozwala on w znacznym stopniu zredukować liczbę krótkotrwałych wyłączeń awaryjnych poprzez skuteczne ich przewidywanie. Metody te, pomimo że globalnie nie są powszechnie używane do oceny stanu technicznego transformatorów, mają potencjał stać się w przyszłości skuteczną metodą pomocniczą w szacowaniu dalszego czasu oraz przebiegu eksploatacji pojedynczych jednostek.

Opis metody Zastosowanie indeksu zdrowia może wymagać szerokiego spektrum danych diagnostycznych. Analiza ta jest przeprowadzana głównie w oparciu o parametry, które w trakcie eksplo-

atacji jednostek będą regularnie badane i archiwizowane. W niniejszym artykule do wyznaczenia indeksu zdrowia zastosowane zostały: parametry fizykochemiczne oleju, zawartość gazów (DGA) oraz obecność furanów rozpuszczonych w oleju, a także wiek i sposób eksploatacji jednostki.

Określenie parametrów fizykochemicznych oleju jest najczęściej wykonywanym badaniem olejowego medium elektroizolacyjnego w transformatorach. Oszacowanie krytycznej wartości napięcia przebicia lub wysokiej kwasowości oleju pozwala użytkownikowi na podjęcie działań chroniących jednostkę przed skutkami nadchodzącej awarii układu izolacyjnego.

Badanie DGA ma na celu pomiar oraz długotrwały monitoring gazów rozpuszczonych w oleju transformatorowym. W zależności od przyjętych kryteriów (ilościowe lub ilorazowe)

Rysunek 1. Wykaz podstawowych parametrów wchodzących w skład analizowanego indeksu zdrowia

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

55

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 możliwa jest diagnostyka charakteru uszkodzeń jednostki [4]. W większości przypadków, metoda ta jest wykorzystywana w długim okresie czasu do oceny charakteru uszkodzenia znajdującego się w układzie izolacyjnym transformatora.

Zawartość furanów w oleju transformatorowym jest bezpośrednio łączona ze stopniem zestarzenia izolacji papierowej uzwojeń. Stężenie furfuralu (2-FAL) jest wyznacznikiem stopnia depolimeryzacji (DP) celulozy [5], co jest jednym z unikalnych parametrów możliwych do uzyskania z próbki oleju. W przeciwieństwie do dwóch poprzednich metod, oznaczania poziomu furanów nie dokonuje się tak często (raz na kilka lat).

Wiek transformatora, a co za tym idzie zwiększający się czas eksploatacji jest znaczącym czynnikiem w przypadku szacowania ryzyka powiązanego z dalszą pracą jednostki. Wieloletnia praca oraz poziom obciążenia mają wpływ na kinetykę procesów starzeniowych w urządzeniu, a co za tym idzie również i możliwości wystąpienia zdarzenia awaryjnego. Wymaga to zatem wprowadzenia współczynnika korygującego, który wraz ze wzrostem zagrożenia wystąpienia zdarzeń niepożądanych będzie to odzwierciedlał poprzez korekcję finalnego indeksu.

Rysunek 1 przedstawia dane, w oparciu o które wyznaczone zostały indeksy zdrowia badanej grupy transformatorów. Parametry te zostały w modelu eksperckim uznane za najbardziej znaczące spośród wszystkich

Rysunek 2. Zestawienie wag zastosowanych przy wyznaczaniu indeksu zdrowia wg [3] oraz wg metody TrafoGrade

Podział badanych transforatorów ze względu na wiek

Rysunek 3. Przekrój wiekowy badanych transformatorów energetycznych

„Indeks zdrowia” populacji 96 transformatorów

Rysunek 4. Zmiany indeksu zdrowia badanych transformatorów w zależności od czasu eksploatacji

56

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Średni indeks zdrowia wg TrafoGrade

Rysunek 5. Zestawienie uśrednionych indeksów zdrowia badanej populacji wraz z estymacją średniego indeksu w przekroju wiekowym całej grupy

zebranych w określonych wyżej kategoriach. Dzięki wdrożeniu i wykorzystaniu systemu TrafoGrade [6] możliwe było przyporządkowanie wag w zależności od krytyczności danej zmiennej. Wieloletnie wykorzystanie powyższej metodyki pozwala na skonstruowaniu systemu eksperckiego w oparciu o doświadczenia eksploatacyjne. Na rysunku 2 znajduje się graficzna prezentacja przyjętych wag dla zaproponowanego indeksu zdrowia TrafoGrade zestawiona porównawczo z innym, już funkcjonującym algorytmem [3].

Badana grupa transformatorów Objętych badaniem zostało 96 transformatorów pracujących w sieci dystrybucyjnej. Kryteria zastosowane do wyłonienia tej grupy miały na celu znalezienie jednostek o zbliżonych parametrach oraz pracujących w podobnych warunkach eksploatacyjnych. Należy dodatkowo nadmienić, że trudnym zadaniem jest badanie grup transformatorów ze względu na ich zróżnicowanie. Z tego powodu konieczne okazuje się dokonanie pewnych uproszczeń, pozwalających dokonać analizy nie tylko tzw. „jednostek bliźniaczych”.

Wszystkie urządzenia cechuje identyczny poziom napięcia roboczego (110/15kV) oraz podobna moc znamionowa (zakres 10÷25MVA). W analizowanej grupie roboczej znalazły się transformatory o różnym czasie eksploatacji zawierającym się w prze-

Rysunek 6. Zestawienie różnic pojedynczych indeksów zdrowia w odniesieniu do wartości średnich grupy o określonym okresie eksploatacji

dziale od roku do 51 lat. Tak duży przedział wiekowy jednostek pozwala na przekrojową analizę populacji transformatorów eksploatowanych w podobny sposób. Na rysunku 3 przedstawiono zestawienie wieku badanych urządzeń, które poddane zostały analizie.

Wyniki badań Na rysunku 4 pokazano zbiorcze zestawienie indeksów zdrowia dla wszystkich badanych transformatorów. Można na nim zaobserwować pewne zróżnicowanie wartości indeksu zdrowia jednostek o identycznym okresie pracy, co może świadczyć o odmiennym sposobie eksploatacji i serwisowania tych transfor-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

matorów. Różnice te mogą również sygnalizować początkowe stadium rozwoju defektu. W znacznej większości wartości tych indeksów można oceniać jako bardzo dobre w odniesieniu do przyjętej granicznej wartości dla ich wieku, co świadczy o dobrym zarządzaniu transformatorami przez operatorów. W konsekwencji prowadzi to do minimalizacji ryzyka związanego z wystąpieniem nieoczekiwanej awarii jednostki. Warto przy tym zauważyć, że wartości indeksów zdrowia transformatorów eksploatowanych dłużej niż 40 lat były bliskie wartościom granicznym oznaczającym zwiększone ryzyko awarii.

Wyznaczone indeksy zdrowia można przedstawić również w formie średniego, typowego indeksu dla danego

57

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 wieku transformatora. Zależność ta została zaprezentowana na rysunku 5. Dodatkowo, na podstawie wyników całej populacji na wykresie umieszczona została aproksymacja średniego indeksu zdrowia dla jednostek w całym analizowanym przedziale wiekowym.

Aproksymacja ta osiąga wysoką dokładność w obszarze, w którym znajduje się duża ilość przebadanych jednostek (transformatory do 5 roku życia).

W pozostałych obszarach, ze względu na niewielką ilość analizowanych jednostek o dłuższym czasie eksploatacji krzywa ta ma charakter jedynie poglądowy. Pomimo ograniczonej liczby danych, aproksymacja ta wpisuje się w przewidywania modelu eksperckiego i jest zbieżna z doświadczeniami eksploatacyjnymi wysokonapięciowych urządzeń dystrybucyjnych, co ukazuje potencjał do dalszych badań oraz rozwoju tej metody.

Dodatkowo, na rysunkach 4 oraz 5 zaimplementowana została krzywa nazwana „granicą awaryjności” w celu porównawczej oceny wyników rzeczywistych z wartościami, które w modelu eksperckim cechują się znacznie podwyższoną awaryjnością. Przyjęto, że jednostki takie charakteryzują się stężeniem 2-FAL na poziomie powyżej 1,5 ppm (spodziewane DP < 350) oraz stężeniem wybranych gazów (wodór, metan, etan, acetylen, tlenek węgla) przewyższającym wartości referencyjne podane w [7]. Krzywa ta obejmuje pełen okres eksploatacji, co pozwala oceniać zarówno indywidualne wartości jak i średnie dla całej populacji. Należy zauważyć, że wartości indeksu zdrowia, które są niższe niż wyznaczone przez tą granicę oznaczają zwiększone prawdopodobieństwo awarii i duże dalszej eksploatacji transformatora. W analizowanej populacji według przyjętych kryteriów nie występują jednostki o podwyższonej awaryjności.

Porównując pojedynczy indeks zdrowia z wyznaczonym średnim wskaźnikiem grupowym dla jego wieku można przeanalizować, w jaki sposób dana jednostka wypada na tle populacji transformatorów. Szczególny przypadek tej zależności przedstawiony został na rysunku 6. Analizowana jednostka 5-letnia charakteryzuje się podwyższoną zawartością gazów rozpuszczonych w oleju (o wartościach przekraczających progi [7]). Niewłaściwa eksploatacja lub rozwój defektu skutkuje tym, że awaryjność tej jednostki jest porównywalna z awaryjnością „zdrowego” urządzenia o 35-letnim okresie operacyjnym. Porównując z aproksymacją

58

z rysunku 5, podobne wartości osiągają średnio jednostki po 30 latach pracy.

Należy dodatkowo pamiętać, że wraz z upływem czasu prawdopodobieństwo zdarzenia niepożądanego rośnie w zwiększonym tempie, co również potencjalnie może dotyczyć również tej jednostki o 5-letniej eksploatacji.

Powyższy przykład pokazuje, że ważnym jest, aby przy użyciu dostępnych metod diagnostycznych na bieżąco kontrolować stan techniczny posiadanych transformatorów. Wyniki eksperymentu dowodzą, że można dokonywać aktualnej oceny jednostki w oparciu o badania, które w trakcie eksploatacji transformatora są powszechnie wykonywane. Będąc w posiadaniu takiej wiedzy można niezwłocznie podjąć bieżące działania naprawcze, które w konsekwencji wpłyną na poprawę ogólnego indeksu zdrowia transformatora.

Wnioski

przydatności do długotrwałej eksploatacji oraz przewidywanie przyszłych działań mających na celu poprawę stanu technicznego jednostki.

Zaletą tej metody jest wykorzystanie wiedzy eksperckiej oraz danych eksploatacyjnych. Dalsze badania nad tą metodą wymagają jednak sporych ilości danych, które mogą być trudne do pozyskania z racji na ograniczoną możliwość, trudność oraz czasochłonność ich zdobycia. Rozwój w tym obszarze może jednak pomóc w skuteczniejszej predykcji ryzyka oraz udoskonalenie skutecznego prognozowania perspektywy dalszej eksploatacji badanego transformatora.

Patryk Bohatyrewicz ELEKTROBUDOWA SA, Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny w Szczecinie, Paweł Molenda OBRE Sp. z o.o.

Wyniki przeprowadzonych badań potwierdzają przydatność wyznaczania indeksów zdrowia w długotrwale eksploatowanych transformatorach. Należy jednak pamiętać, że używając ograniczonej liczby parametrów do wyznaczania końcowego indeksu można go wykorzystywać jedynie jako metodę pomocniczą, której zadaniem jest wspieranie decyzji w zakresie oceny

n

Literatura [1] Scatiggio F., Pompili M., Calacara L.: „Transformers Fleet Management Through the Use of an Advanced Health Index”, 2018 Electrical Insulation Conference (EIC), San Antonio, TX, USA,17-20 June, 2018 [2] Jahromi A. N., Piercy R., Cress S., Service J. R. R., Fan W.: „An Approach to Power Transformer Asset Management Using Health Index”, IEEE Electrical Insulation Magazine, Volume: 25, Issue: 2, March-April 2009, pp. 20-34 [3] Li E., Song B.: „Transformer Health Status Evaluation Model Based on Multi-feature Factors”, 2014 International Conference on Power System Technology (POWERCON 2014), Chengdu, 20-22 October 2014 [4] Junid A., Simin L., Lingfeng N.: “DGA and its interpretation techniques for power transformers”, Technical Report, October 2008 [5] Piotrowski T., „Wykorzystanie związków furanu do oceny zestarzenia izolacji celulozowej transformatorów”, Przegląd Elektrotechniczny, Nr 7 (2017), s. 9-12 [6] „Ocena stanu technicznego i zarządzanie populacją transformatorów”, Praca zbiorowa pod red. J. Subocza, ISBN 978-83-938292-0-0, OBRE, Piekary Śląskie 2013 [7] „Ramowa Instrukcja Eksploatacji Transformatorów”, Praca zbiorowa, ISBN 978-83-916040-4-5, ZPBE ENERGOPOMIAR-ELEKTRYKA, Gliwice 2012

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

Badania oleju elektroizolacyjnego w zakresie: analiza chromatograficzne gazów (DGA), badania fizykochemiczne, badanie zawartości siarki korozyjnej, badanie zawartości związków furanu.

Badanie zawartości wody w próbkach izolacji stałej.

Badania właściwości materiałów elektroizolacyjnych.

Laboratorium Analityczne Materiałów Elektroizolacyjnych

www.obre.pl

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Weryfikacja pomiarowa poprawności doboru punktów montażu optycznych czujników temperatury Streszczenie: W artykule przedstawiono wyniki badań symulacyjnych wyznaczenia przyrostów temperatury uzwojeń, które uzyskano podczas projektowania transformatora dużej mocy typu TONRLc 31500/120. Obliczenia numeryczne przeprowadzono w specjalistycznym pakiecie oprogramowania SAPR TON. W ramach przeprowadzonych prac eksperymentalnych przeprowadzono weryfikację wyznaczonych numerycznie parametrów termicznych części aktywnej transformatora z rezultatami uzyskanymi podczas jego prób grzewczych. Pomiary rzeczywiste przeprowadzono z użyciem światłowodowego systemu pomiarowego, którego czujniki umieszczono w miejscach wyznaczonych na podstawie przeprowadzonych obliczeń cieplnych. Na podstawie przeprowadzonych badań wykazano, że na podstawie wyników modelowania numerycznego możliwe jest skuteczne i efektywne określenie punktów gorących w uzwojeniu, w których należy instalować czujniki światłowodowe.

1. Wstęp Obliczanie i pomiary temperatur należą do ważnych zagadnień w projektowaniu transformatorów. Zjawiska cieplne są bezpośrednio związane z obciążeniem transformatora, generowanymi w wyniku jego pracy stratami, a w konsekwencji z procesem starzeniowym izolacji. Aktualnie w monitoringu temperatury części aktywnej transformatorów i oleju izolacyjnego wypełniającego ich kadź stosowany jest najczęściej pomiar z wykorzystaniem czujników typu Pt100 lub Ni100 [3]. Pomiary temperatury realizowane w ten sposób mają jednak wyraźne ograniczenia, które związane są m.in. z dopuszczalnym

60

obszarem instalacji tych czujników - nie jest możliwe umieszczanie tego typu sond pomiarowych w bliskiej odległości uzwojeń, które znajdują się na wysokim potencjale. Z tej przyczyny termometry oporowe instalowane są na pokrywie w kapilarach wypełnionych olejem lub w górnym jarzmie rdzenia transformatora, jako tzw. czujnik szczelinowy [4]. Wobec powyższego, pomiar temperatury uzwojeń może być realizowany tylko w sposób pośredni, z wykorzystaniem opracowanego modelu cieplnego.

Ograniczenia dotychczasowych metod pomiarowych powodują, że uzyskiwane w ten sposób pomiary nie są do końca miarodajne, a obliczenia cieplne opierające się o estymacje prowadzone z wykorzystaniem wyznaczonych współczynników nie gwarantują dostatecznej dokładności i pewności w ocenie pozostałego czasu życia transformatora [1, 2]. Rozwój technologii pomiarowych i wprowadzenie na rynek producentów transformatorów optycznych czujników pomiarowych stworzyło jednak możliwość skutecznego pomiaru temperatury dowolnych elementów ich części aktywnej. Czujni-

ki te umożliwiają jednak pomiar temperatury tylko w jednym zdefiniowanym wcześniej punkcie, który po instalacji nie może ulec zmianie. Dlatego kluczowym zagadnieniem jest prawidłowe określenie punktów instalacji i ocena, czy metoda ta stanowi skuteczną alternatywę pomiarową wobec rozwiązań stosowanych do tej pory. Obecnie brak jest także jednoznacznych wytycznych gwarantujących efektywne wykorzystanie tej metody pomiarowej, a zamawiający nowe transformatory nie mają możliwości technicznej weryfikacji poprawności umieszczenia przez producenta poszczególnych czujników w tzw. punktach gorących uzwojeń i rdzenia.

2. Charakterystyka badanego transformatora typu TONRLc 31500/120 Weryfikację obliczeń cieplnych i pomiarów rzeczywistych przyrostów temperatury uzwojeń z użyciem czujników światłowodowych przeprowadzono dla transformatora typu TONRLc 31500/120, który został zaprojektowany i wyprodukowany w firmie EthosEner-

Tabela 1. Dane znamionowe badanego transformatora [5] Typ Rok budowy Moc znamionowa Częstotliwość

TONRLc 31500/120 2016 31,5 MVA 50 Hz

Napięcie uzwojenia GN

120 000V ±15% (±12 st.)

Prąd uzwojenia GN (+/0/-)

131,8 – 151,6 – 178,3 A

Napięcie uzwojenia DN Prąd uzwojenia DN1 i DN2

6 300V 2886,8 A

Układ i grupa połączeń

YNd11

Napięcie zwarcia

11,58%

Rodzaj pracy Chłodzenie

C ON-AN

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 gy Poland S.A. Transformator TONRLc 31500/120 to transformator sieciowy dużej mocy z radiatorowym układem chłodzenia i naturalnym obiegiem oleju ON-AN. Podstawowe dane znamionowe badanego transformatora przedstawiono w tabeli 1.

Transformator zbudowano na rdzeniu trójkolumnowym. Na wszystkich kolumnach rdzenia osadzone zostały uzwojenia. Komplet uzwojeń na jednej kolumnie zawiera kolejno od rdzenia: dwa szeregowo połączone uzwojenia dolnego napięcia (DN1 i DN2), uzwojenie górnego napięcia (GN) i uzwojenie regulacyjne strony górnego napięcia (GNR). Uzwojenie GN zostało nawinięte jako cewkowe z kanałami chłodzącymi i pierścieniami ekranującymi na krawędziach. Natomiast uzwojenie regulacyjne GNR zostało wykonane jako wydzielone uzwojenie śrubowe z odczepami wyprowadzonymi do podobciążeniowego przełącznika zaczepów. Na rys. 1 przestawiono schemat układu uzwojeń jednostki TONRLc 31500/120.

Obliczenia cieplne i pomiary strat badanego transformatora zostały przeprowadzone dla nastaw przełącznika na zaczepach skrajnych: minimalnej (poz.

25 - MIN), maksymalnej (poz. 1 - MAX) i nominalnej (poz. 13 - NOM).

3. Przykładowe wyniki obliczeń numerycznych temperatury uzwojeń transformatora TONRLc 31500/120 Punkt instalacji czujnika światłowodowego temperatury nie powinien być miejscem przypadkowym. Wiedząc, że uzwojenie transformatora dużej mocy ma od kilkudziesięciu do ponad 100 cewek, a systemy pomiarowe udostępniają kilka do kilkunastu kanałów pomiarowych, nie ma możliwości pomiaru temperatury wszystkich cewek uzwojenia. Dlatego wybór punktów instalacji to kluczowy etap montażu światłowodowego systemu pomiaru temperatury. Najbardziej uzasadnione jest zainstalowanie czujnika w punkcie gorącym uzwojenia, ponieważ pozwala to na jednoczesną kontrolę temperatury decydującej o czasie życia danego transformatora [6].

Wyboru miejsca instalacji światłowodowych czujników pomiaru temperatury punktów gorących transformatora typu TONRLc 31500/120 dokonano przy wykorzystaniu pakietu obliczeniowego SAPR TON, opracowanego przez Open Stock Company “Ukrainian Research, Design and Technological Transformer Institute” w Zaporożu. Zastoso-

Rys. 1. Schemat układu uzwojeń transformatora TONRLc 31500/120 [5]

dialogowe przestawiono na rys. 2.

W tabeli 2 przedstawiono przykładowe wyniki symulacji komputerowej rozkładu temperatury wybranych cewek uzwojenia DN1 i ustawienia podobciążeniowego przełącznika zaczepów (PPZ) w pozycji MIN, gdyż dla tej konfiguracji straty sumaryczne były największe.

Podczas pracy transformatora przy różnych nastawach PPZ zmienia się prąd uzwojenia GN, natomiast prąd uzwojenia DN1 i DN2 pozostaje stały. W związku z tym wartość przyrostu temperatury punktu gorącego dla uzwojenia DN1 i DN2 jest we wszystkich przypadkach bardzo zbliżona. Na rys. 3 przedstawiono bezpośrednie porównanie wykresów dla trzech wybranych zaczepów regulacyjnych MIN, NOM, MAX. Dzięki temu można zauważyć, że charaktery-

Rys. 2. Ekran wyników obliczeń cieplnych uzwojeń transformatora [5] Tabela 2. Wyniki obliczeń wybranych cewek uzwojenia DN1 - zaczep GNR-MIN [5]

-

Odległość środka cewki do dolnego jarzma [mm]

88

1509,89

Nr cewki

∆Θh

[W/m2]

[°C]

1053,00

75,95

87

1493,27

955,48

73,46

86

1476,64

905,52

72,22

85

1460,01

873,54

71,27

…

…

…

…

44

778,21

760,63

53,15

43

761,58

759,33

52,74

…

…

…

…

4

113,04

755,47

38,59

3

96,41

780,29

38,81

2

79,78

820,33

39,37

1

63,15

900,72

40,79

wany pakiet umożliwia przeprowadzenie obliczeń numerycznych dla jednostek o mocach od 2,5 do 1000 MVA i napięciach do 1150 kV. Do obliczeń cieplnych części aktywnej badanego transformatora wykorzystano moduł TPO, którego przykładowe okno

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

Gęstość strumienia cieplnego

styki pokrywają się na całej ich długości. Oznacza to, że na całej wysokości uzwojenia DN1 niezależnie od zaczepu, na którym pracuje uzwojenie regulacyjne GNR wartości przyrostów temperatur w poszczególnych cewkach są zbliżone.

61

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Rys. 3. Porównanie wyników symulacji rozkładu temperatury w cewkach uzwojenia DN1 dla ustawień przełącznika w pozycji MIN, MAX, NOM [5] Tabela 3. Porównanie wyników symulacji przyrostu temperatury punktu gorącego dla uzwojenia DN1 i DN2 [5] Ustawienie uzwojenia regulacyjnego Nr najgorętszej cewki / przewodu uzwojenia DN Przyrost temperatury punktu gorącego ∆Θh [°C] dla uzwojenia DN1 Przyrost temperatury punktu gorącego ∆Θh [°C] dla uzwojenia DN2

GNR-MIN

GNR-NOM

GNR-MAX

88

88

88

75,95

75,90

75,88

74,52

74,14

74,48

Tabela 4. Zestawienie maksymalnych przyrostów temperatur punktu gorącego uzwojenia GN obliczonych dla pracy transformatora na zaczepach MIN, NOM, MAX [5] Zaczep pracy przełącznika

MIN

NOM

Nr najgorętszej cewki / przewodu uzwojenia GN

70

70

MAX 70

Przyrost temperatury punktu gorącego ∆Θh [°C]

77,93

72,40

67,95

warunki chłodzenia. Zgodnie z przeprowadzoną symulacją obliczeniową najgorętsza jest zawsze ostatnia, najwyższa cewka uzwojenia nr 88. Wartość maksymalna przyrostu temperatury punktu gorącego uzwojenia DN1 występuje podczas pracy transformatora na zaczepie MIN uzwojenia GNR. Wynosi ona wtedy 75,95 °C. Na podstawie uzyskanych wyników symulacji cewka numer 88 została wytypowana do realizacji pomiaru bezpośredniego - instalacji czujnika optycznego.

Porównanie obliczeniowych wartości przyrostu temperatury punktu gorącego uzwojenia GN dla poszczególnych przypadków pracy, dla wybranych ustawień PPZ, przedstawiono w tabeli 4.

Z przedstawionego zestawienia wynika, że najwyższa temperatura punktu gorącego w cewce powinna wystąpić w uzwojeniu GN podczas pracy na zaczepie MIN, wtedy prąd płynący w uzwojeniu jest najwyższy. W ostatniej, górnej cewce nr 70, temperatura punktu gorącego wynosi 77,93 °C. Zbiorcze porównanie wyników uzyskanych z obliczeń numerycznych dla uzwojenia GN przedstawiono na rys.

4. Wykres pozwala zauważyć różnice w temperaturach poszczególnych cewek na całej wysokości uzwojenia.

W przedziale od 15 cewki do 50 cewki przebieg wykresu ma charakter względnie liniowy. Natomiast w pozostałym przedziale jest zmienny, a w strefie krańcowych górnych i dolnych cewek, temperatura punktu gorącego wyraźnie wzrasta. Znaczenie ma w tym przypadku obecność uzwojenia regulacyjnego, które również ma wpływa na kształt linii pola elektrycznego. W ostatnich skrajnych cewkach uzwojenia GN wzrastają straty dodatkowe, przekładające się na bezpośredni wzrost temperatur punktów gorących wyznaczonych dla poszczególnych cewek.

4. Wyniki pomiarów cieplnych transformatora TONRLc 31500/120 w odniesieniu do rezultatów uzyskanych podczas symulacji numerycznych Rys. 4. Rozkład temperatur w cewkach uzwojenia GN - porównanie na zaczepach MIN, MAX, NOM [5]

Bezpośrednie porównanie wyników obliczeń numerycznych dla uzwojeń DN1 i DN2 przedstawiono w tabeli 3. Na podstawie danych zawartych w poniższej tabeli można stwierdzić, że uzwojenie DN1 ma wyższy przyrost temperatu-

62

ry punktu gorącego ∆Θh od uzwojenia DN2. Główną przyczyną tego jest to, że jest to uzwojenie najbardziej wewnętrzne - położone najbliżej rdzenia. Tym samym spośród wszystkich uzwojeń transformatora ma najmniej korzystne

Do pomiaru temperatury punktów gorących w uzwojeniach transformatora TONRLc 315000/120 wykorzystano system pomiarowy firmy Qualitrol, który składał się z sześciu czujników światłowodowych i rejestratora. Zgodnie z wymaganiami norm [7, 8] próba cieplna została przeprowadzona dla maksymalnych strat jednostki, przy załączonych wszystkich urządzeniach chłodzących. Były to warunki odpowiadające symulacjom obliczeniowym wykona-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 nym dla zaczepu MIN przełącznika PPZ. Na podstawie analizy wyników obliczeń numerycznych przyjęto, że czujniki optyczne zostaną zainstalowane we wstawce dystansowej pomiędzy 87 i 88 cewką uzwojenia DN1. Dla wszystkich trzech faz badanego transformatora montaż wykonany został w analogiczny sposób. Czujniki optyczne zostały oznaczone następująco: C01 dla fazy U, C02 dla fazy V, C03 dla fazy W. Natomiast obliczenia numeryczne przeprowadzone dla uzwojenia GN pozwoliły ustalić, że najwyższa spodziewana temperatura punktu gorącego wystąpi w najwyższej 70 cewce tego uzwojenia, a jej przyrost wyniesie ok. 77,93 °C. W związku z tym światłowód został umieszczony we wstawce pomiędzy 69 i 70 cewką. Czujniki zostały umieszczone w uzwojeniach GN we wszystkich trzech fazach i oznaczono je odpowiednio: C04 dla fazy U, C05 dla fazy V, C06 dla fazy W. Graficzną reprezentację lokalizacji czujników pomiarowych w cewkach uzwojeń strony DN i GN transformatora TONRLc 315000/120 przedstawiono na rys. 5.

W trakcie realizacji próby cieplnej transformatora prowadzona była ciągła rejestracja temperatury za pomocą światłowodowych czujników optycznych.

Odczyt temperatury odbywał się co 10 sekund podczas całej próby. Proces nagrzewania badanego urządzenia ustabilizował się po około 12 godzinach próby nagrzewania – osiągnięto stabilną wartość temperatury w punktach gorących uzwojeń (rys. 6, punkt a). Wtedy rozpoczęto drugi etap próby cieplnej. Po 60 minutach zakończono próbę odłączeniem zasilania i pomiarem rezystancji uzwojeń (rys. 6, punkt b).

W tabeli 5 zestawiono porównawcze wyniki obliczeń numerycznych i pomiarów temperatury w uzwojeniu DN1, które wykonano podczas próby nagrzewania czujnikami optycznymi.

Jak wynika z zestawienia w tabeli 5, najwyższy zmierzony przyrost temperatury punktu gorącego wystąpił w uzwojeniu DN1 środkowej fazy V i wyniósł on 76,80 °C. W związku z tym, że norma dopuszcza maksymalny przyrost punktu gorącego wynoszący 78 °C, to wynik próby jest pozytywny. Porównując otrzymaną wartość ΔQh DN1 z wynikiem symulacji obliczeniowej ΔQho DN1 wykazano różnicę wynoszącą tylko 0,85 °C, co potwierdza zbieżność pomiaru z wynikiem obliczeń numerycznych. Należy podkreślić, że wykonane pomiary z użyciem czujników optycznych weryfikowały temperatury wszystkich trzech uzwojeń DN1, natomiast w obliczeniach wyznaczono tylko jedną wartość – wartość maksymalną.

Rys. 5. Schemat rozmieszczenia światłowodowych czujników optycznych w uzwojeniach transformatora TONRLc 31500/120 [5]

Rys. 6. Wartości temperatury punktu gorącego uzwojenia DN1 zmierzone podczas próby cieplnej [5] Tabela 5. Zestawienie temperatur uzwojenia DN1 [5] Lokalizacja czujnika (oznaczenie)

DN-faza U (C01)

DN-faza V (C02)

DN-faza W (C03)

Jednostka

[oC]

[oC]

[oC]

102,04

105,34

103,46

99,60

101,30

99,85

Temperatura na zakończenie I etapu – punkt (a), rys. 5 Temperatura na zakończenie II etapu – punkt (b), rys 5 Średnia temperatura otoczenia w momencie zakończenia próby (Qa) Przyrost temperatury w punkcie gorącym wyznaczony z pomiarów (ΔQh DN1) Przyrost temperatury w punkcie gorącym obliczony numerycznie (ΔQho DN1)

Podczas próby cieplnej transformatora rejestracja temperatur czujnikami optycznymi obejmowała także uzwojenia GN. Proces rejestracji prowadzony był w sposób ciągły, podobnie jak w przypadku uzwojenia DN1. Na rys. 7 zilustrowano przebiegi zmian wartości temperatury zmierzonych w cewkach uzwojenia GN w czasie próby nagrzewania badanego transformatora. Natomiast w tabeli 6 przedstawiono porównawcze wyniki obliczeń numerycznych i pomiarów tem-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

24,5 75,10

76,80

75,35

75,95

peratury uzwojenia GN, które zarejestrowano czujnikami optycznymi. Jak wynika z zestawienia zaprezentowanego w tabeli 6, najwyższy zmierzony przyrost temperatury punktu gorącego wystąpił w uzwojeniu GN środkowej fazy V i wyniósł 77,51 oC. Porównując otrzymaną wartość ΔQhGN z wynikiem symulacji obliczeniowej ΔQho GN autor stwierdził różnicę wynoszącą tylko 0,42 °C, co ponownie potwierdziło wysoką zbieżność pomiaru rzeczywistego z wynikiem

63

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 obliczeń numerycznych. Z wykonanych pomiarów wynika także, że najwyższy przyrost temperatury punktu gorącego występuje w cewce fazy V.

5. Podsumowanie Na podstawie przeprowadzonych badań dokonano sprawdzenia wyboru miejsca instalacji czujników optycznych w cewkach uzwojenia transformatora typu TONRLc 315000/120. Zrealizowane próby eksperymentalne wykazały, że na podstawie wyników modelowania numerycznego rozkładu pola temperaturowego uzwojeń transformatora możliwe jest skuteczne i efektywne określenie punktów gorących w poszczególnych cewkach, w których należy instalować czujniki światłowodowe. Należy jednocześnie podkreślić, że dokładna znajomość wartości temperatury części aktywnej transformatorów jest jednym z podstawowych czynników decydujących o czasie życia tych urządzeń. Z punktu widzenia starzenia papierowo-olejowego układu izolacyjnego transformatora, kluczowa dla diagnosty jest informacja o najwyższej występującej w jego wnętrzu temperaturze. Aktualnie pomiar ten jest już możliwy do wykonania i realizuje się go z wykorzystaniem czujników światłowodowych montowanych w wybranych cewkach uzwojenia. Aby pomiar ten był jednak użyteczny pod kątem oceny stopnia degradacji wewnętrznego układu izolacyjnego transformatora, czujniki optyczne muszą zostać umiejscowiono dokładnie w tzw. punktach gorących. Przeprowadzone przez autorów badania wykazały, że do określenia i lokalizacji punktów gorących w uzwojeniach można wykorzystać wyniki obliczeń numerycznych. Uzyskane w trakcie prób grzewczych przyrosty temperatury z użyciem czujników optycznych umieszczonych w punktach wyznaczonych podczas obliczeń projektowych wykazały, że ich zbieżność z danymi otrzymanymi w ramach symulacji komputerowych jest relatywnie bardzo wysoka (Tabele 5 i 6). Uzyskane przez autorów wyniki przyrostów temperatury pomiędzy wartościami wyznaczonymi obliczeniowo, a zarejestrowanymi w trakcie prób nagrzewania nie przekraczają dokładności zastosowanego światłowodowego systemu pomiarowego, którego niepewność pomiarowa wynosiła ± 1 ° C. W trakcie wykonanych badań stwierdzono również, że właściwym miejscem do instalacji czujnika optycznego, mierzącego temperaturę punktu gorącego, jest uzwojenie środkowej fazy, co jest spowodowane najprawdopodobniej tym,

64

Rys. 7. Wartości temperatury punktu gorącego uzwojenia GN rejestrowane podczas próby cieplnej [5] Tabela 6. Zestawienie uzyskanych temperatur uzwojenia GN [5] Lokalizacja czujnika (oznaczenie) Jednostka Temperatura na zakończenie I etapu – punkt (a), rys. 7 Temperatura na zakończenie II etapu – punkt (b), rys. 7 Średnia temperatura otoczenia w momencie zakończenia próby (Qa) Przyrost temperatury w punkcie gorącym wyznaczony z pomiarów (ΔQh GN) Przyrost temperatury w punkcie gorącym obliczony numerycznie (ΔQho GN)

że ma ono najgorsze warunki chłodzenia.

Zrealizowane prace potwierdziły także, że użycie czujników optycznych umożliwia precyzyjne określenie rzeczywistej temperatury części aktywnej transformatorów, a pomiar realizowany jest z dużą szybkością i niewielką inercją.

GN-faza U (C04)

GN-faza V (C05)

GN-faza W (C06)

[oC]

[oC]

[oC]

105,10

106,30

104,60

101,04

102,01

100,54

24,5 76,54

77,51

76,04

77,93

Sebastian Borucki, Politechnika Opolska, s.borucki@po.opole.pl; Arkadiusz Kulik, EthosEnergy Poland S.A., Arkadiusz.Kulik@ethosenergygroup.pl n

Literatura

[1] Bródka B. et al.: Obliczanie wydajności układu chłodzenia ON-AN transformatora energetycznego średniej mocy, Computer Application in Electrical Engineering, Issue 82, pp. 227-233, 2015.

[2] Feng, D. et al.: Evaluation of power transformers effective hot-spot factors by thermal modeling of scrapped units, IEEE Trans. Power Deliv., Vol. 29, Issue 5, pp. 2077–2085 2014.

[3] Glinkin E.I., Chichyov S.I.: Monitoring of 110 kV power transformers, УДК 621.332. 1, ISSN 0136-5835, pp.179–186, 2011.

[4] Kulik, A.: Aspekty zastosowania światłowodowego pomiaru temperatury punktów gorących w wysokonapięciowych uzwojeniach transformatorów dużych mocy, Przegląd Elektrotechniczny. 1, str. 11, 43–48, 2017.

[5] Kulik, A.: Wykorzystanie metod optycznych w diagnostyce izolacji transformaotrów dużej mocy, Rozprawa doktorska, prom. Borucki S., Politechnika Opolska, Opole, 2018.

[6] Picher P. et al.: Optimization of transformer overload using advanced thermal modelling, 43rd Int. Conf. Large High Volt. Electr. Syst. 2010, CIGRE 2010.

[7] PN-EN 60076-1: Transformatory wymagania ogólne. Część 1, 2015.

[8] PN-EN 60076-2: Transformatory część 2: Przyrosty temperatur dla transformatorów olejowych, 2011.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Wykonania specjalne transformatorów i dławików żywicznych Streszczenie: Technologia żywiczna na trwałe znalazła zastosowanie w zakresie budowy transformatorów. Szczególne znaczenie mają lokalizacje, gdzie ochrona środowiska, ochrona przeciwpożarowa, a co się z tym wiąże bezpieczeństwo użytkowania mają zasadnicze znaczenie. Artykuł prezentuje specjalne typy transformatorów i dławików, w których ta technologia odgrywa kluczową rolę lub też stanowi ważną alternatywę dla wyrobów olejowych.

też transformatory takie umieszczane są w wytrzymałych obudowach o wysokim stopniu ochrony (IP54) dodatkowo spełniających wymagania dyrektywy ATEX i norm powiązanych [2]. Wysoki stopień ochrony w połączeniu z ograniczonymi wymiarami powoduje bardzo niekorzystne warunki chłodzenia. Transformatory dla takich zastosowań muszą charakteryzować się odpowiednio zaprojektowa-

Wprowadzenie Technologia żywiczna na przestrzeni ostatnich lat zyskała uznanie w oczach użytkowników.

Z uwagi na znacznie bardziej ograniczoną palność niż dla transformatorów olejowych znajdują one zastosowanie w lokalizacjach, gdzie bezpieczeństwo pożarowe odgrywa zasadniczą rolę. Nie bez znaczenia są też dużo lepsze właściwości eksploatacyjne w zakresie ochrony środowiska. Powyższe przesłanki mogą także zasadniczo zmienić założenia ekonomiczne związane z planowaniem nowych inwestycji, gdyż wymagają mniej restrykcyjnych warunków lokalizacyjnych, a także w wielu wypadkach pozwalają na krótsze przesyłanie energii elektrycznej po stronie niskiego napięcia, co w znacznym stopniu pozwala na redukcję strat związanych z dostarczaniem energii.

wiczna izolacja transformatorów wzmacniana włóknem szklanym – rowingiem – daje odpowiednio dużą wytrzymałość mechaniczną przy zapewnionej szczelnej izolacji o wysokiej odporności na wpływy atmosferyczne. Z uwagi na bardzo częste ograniczenie dopuszczalnej wysokości transformatorów dla zastosowań górniczych powszechne jest stosowanie konstrukcji pięciokolumnowej.

Jedną z ciekawszych konstrukcji w zakresie transformatorów dla górnictwa wyprodukowaną przez firmę TRAFTA są transformatory sprzęgające 5 MVA o przekładni 10000/6300 V/V. Przystosowane są do pracy w temperaturze otoczenia 45°C. Regulacja zaczepowa po stronie 10000 V może być realizowana zdalnie, lecz w trybie beznapięciowym. Transformator przeznaczony jest do górnictwa podziemnego w atmosferze niewybuchowej i zabudowany jest w obudowie IP54 (fot.2).

Transformatory uziemiające

Transformatory uziemiające stosowane są w sieciach średniego napięcia i służą do utworzenia punktu gwiazdowego sieci i jego uziemienia. Istotne jest, by od strony sieci średniego napięcia impedancja dla składowej zerowej nie była zbyt wysoka. Z tego też powodu Fot. 1. Część aktywna transformatora górniczego strona średniego napięcia łączoTTZG 2600/6 przeznaczonego do obudowy IP54 na jest w zygzak. Z uwagi na ich funkcję w systemie, transformatory te powinny w sposób ciągły lub dorywczy (2 godziny) umożliTransformatory do obudów nym systemem chłodzenia aby w przy- wiać przepływ prądu składowej zerowej ognioszczelnych padkach intensywnej eksploatacji, co o określonej wartości. Dodatkowo transw górnictwie jest powszechną praktyką, formatory takie posiadają po stronie dolJedną z gałęzi przemysłu, gdzie transfor- nie doprowadzić do przegrzania transfor- nego napięcia uzwojenie zasilające pomatory żywiczne są powszechnie stoso- matora, a tym samym jego uszkodzenia trzeby własne stacji najczęściej o mocy wane jest górnictwo. Specyficzne wa- bądź zniszczenia.

100 kVA. Uzwojenie to dla zapewnienia runki środowiskowe, takie jak obecność Z uwagi na intensywną eksploatację odpowiednich wartości napięcia zwarcia atmosfery wybuchowej pozwalają na i utrudnione warunki chłodzenia trans- wykonane jest w formie dysków umieszeksploatację jedynie takich wyrobów, formatory takie wykonywane są w klasie czanych symetrycznie nad i pod uzwojektóre nie stwarzają zagrożenia [1]. Stąd ciepłoodporności izolacji H (180°C). Ży- niem średniego napięcia. Uzwojenie to

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

65

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 także wykonywane jest w pełnej izolacji żywicznej, najczęściej typu cast-coil, podczas gdy uzwojenie średniego napięcia wykonywane jest alternatywnie w technologii mokrej – rowingowej (fot. 4, fot. 5) lub w technologii próżniowej cast-coil.

W technologii żywicznej transformatory takie były wykonane dla prądów składowej zerowej od 3x10 do 3x60 A co odpowiada mocy od 273 kVA do 2182 kVA. Typowe wartości mocy uzwojenia potrzeb własnych wynosiły 100 kVA, 160 kVA oraz 315 kVA. Wersje suche mogą być stosowane w lokalizacjach o bardziej restrykcyjnych wymaganiach środowiskowych i przeciwpożarowych. Są także w najwyższym stopniu bezobsługowe. Wymagają jednak instalacji wnętrzowych. Standardowo stosuje się w nich dwustopniowe zabezpieczenia temperaturowe chroniące urządzenie przed przegrzaniem.

podczas przesyłania energii. Z uwagi na ten aspekt korzystne jest, by elementy kompensujące pojemności linii były rozmieszczone stosunkowo gęsto.

Z tego też powodu coraz częściej potrzebne są dławiki średniego napięcia o mocach kompensacyjnych od kilkudziesięciu do kilku tysięcy kilowarów.

Innym ważnym aspektem jest także miejsce, bardzo często mocno ograniczone, w istniejących, modernizowanych stacjach zasilających, gdzie dosta-

wienie kolejnego urządzenia (dławika) jest utrudnione. Problem ten dotyka także nowych stacji, gdzie z technicznego punktu widzenia kolejne urządzenie można dostawić, ale wymaga to zwiększonych nakładów kapitałowych – grunt o większej powierzchni, większe obiekty budowlane. W istniejących stacjach najczęściej był przewidziany transformator potrzeb własnych, przeważnie o mocy około 100 kVA, zasilających obwody pomocnicze stacji. W proponowanym roz-

Współczesne systemy przesyłu i rozdziału energii elektrycznej coraz częściej bazują na liniach kablowych. Są one bezpieczniejsze w użytkowaniu, mniej awaryjne od linii napowietrznych oraz w mniejszym stopniu zaburzają walory krajobrazowe. Niestety, jednocześnie posiadają znacznie większą pojemność niż linie napowietrzne z czym wiąże się większy prąd upływu a tym samym zwiększone straty

Fot. 2. Moduł główny transformatora 5MVA w obudowie IP54.

Fot. 3. Transformator 5MVA dla potrzeb górnictwa odkrywkowego w trakcie produkcji

Fot. 4. Transformator uziemiający BTUZ w trakcie montażu w obudowie.

Fot. 5. Transformator uziemiający BTUZ z przyłączami konektorowymi

Fot. 6. Dławik kompensacyjny żywiczny z uzwojeniami potrzeb własnych

Dławiki kompensacyjne z uzwojeniami potrzeb własnych

66

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 wiązaniu przestrzeń zajmowaną przez transformator potrzeb własnych wykorzystuje się do posadowienia dławika, który dodatkowo posiada uzwojenie potrzeb własnych mogące zasilać potrzeby stacji. W omawianym przypadku oprócz zasilania potrzeb własnych uzwojenie to wykorzystywane może być do regulacji przepływu mocy biernej przez dławik.

Moce kompensacyjne dotychczas produkowanych dławików żywicznych z uzwojeniami potrzeb własnych najczęściej zawierały się w przedziale do 700 kVA, podczas gdy moc uzwojeń potrzeb własnych typowo wynosiła do 350 kVA. W zależności od lokalnych warunków panujących w sieci, proporcja pomiędzy mocą potrzeb własnych a mocą kompensacyjną może być mniejsza, równa lub większa od 1. Z uwagi na fakt, że dławiki te bardzo często zastępują transformatory potrzeb własnych, zwykle o mocy do 100 kVA, które we wcześniejszych latach wykonywane były z grupą połączeń Yzn, to takie same preferencje nadal obowiązują w przypadku dławików z uzwojeniami potrzeb własnych. Z punktu widzenia asymetrii obciążenia zarówno grupy połączeń Dyn jak i Yzn zachowują się poprawnie, natomiast materiałochłonność transformatorów z grupą Dyn przy obecnie stosowanych technologiach jest mniejsza. Stąd też wymóg stosowania grup połączeń Yzn, szczególnie gdy wiąże się z uzwojeniem potrzeb własnych o mocach większych niż 100 kVA, nie jest ekonomicznie uzasadniony [3].

I podobnie też, jak w przypadku transformatorów wersje suche dławików mogą być stosowane w lokalizacjach o bardziej restrykcyjnych wymaganiach środowiskowych i przeciwpożarowych.

Dla zwiększenia bezpieczeństwa użytkowania dławiki mogą być instalowane w obudowach zapewniających odpowiedni stopień ochrony (najczęściej IP21, IP23, IP31)

Dławiki gaszące Z wszystkich rejestrowanych zakłóceń występujących w sieciach SN wynika, że około 70% to zwarcia doziemne.

Z przeprowadzonych analiz wynika, że w ciągu roku na 100 km linii SN może przypadać od kilku do kilkunastu a nawet kilkadziesiąt doziemień [4]. W sieciach średniego napięcia, szczególnie w sieciach kablowych, z uwagi na duże pojemności prądy zwarć doziemnych 1-fazowych mogą osiągać znaczne wartości. Znaczną liczbę takich zwarć stanowią zwarcia nietrwałe, którym towarzyszy łuk elektryczny podtrzymywany napięciem sieci. Istotnym czyn-

Fot. 7. Dławik gaszący żywiczny obudowie IP21 w trakcie montażu

nikiem wpływającym na możliwości samoistnego ich wygaszenie jest stosowanie dławików kompensujących (cewki Petersena) w punkcie neutralnym.

Regulacja zaczepowa tych dławików w pewnym stopniu pozwala na doregulowanie indukcyjności, tak aby kompensacja mocy biernej pojemnościowej była jak najlepsza. Kompensacja ziemnozwarciowa spełni oczekiwania tylko wtedy, gdy reaktancja cewki Petersena jest porównywalna z reaktancją pojemnościową sieci. Pełny efekt kompensacji następuje wtedy, gdy reaktancje te są równe. Ze względu na występowanie zjawiska naturalnej asymetrii doziemnej (tzw. przepięcia rezonansowe) uznaje się, że sieć powinna pracować trwale z lekkim przekompensowaniem [4]. Zakres prądu tych dławików skoordynowany jest z zakresem prądów transformatorów uziemiających i dla wyrobów wyprodukowanych przez firmę TRAFTA wynosił od 30 A do 180 A. Wykonywane one by-

ły w obu technologiach – próżniowej i rowingowej na napięcia znamionowe 10, 15 oraz 20 kV.

Podsumowanie Technologia żywiczna, zarówno w wersji cast coil, jak i w technologii rowingowej sprawdza się nie tylko w typowych transformatorach rozdzielczych, ale także w wersjach specjalnych transformatorów. Zastosowanie takiej izolacji może w znacznym stopniu zwiększyć bezpieczeństwo użytkowania, może pozwolić na instalowanie urządzeń w lokalizacjach wrażliwych ekologicznie lub pożarowo. Może też w znaczącym stopniu ograniczyć zabiegi eksploatacyjne związane z obsługą urządzeń. Zastosowanie odpowiednich materiałów i technologii nie powoduje też znaczącej różnicy w sprawności urządzeń, ani też w ich koszcie.

Jacek DZIURA, TRAFTA Sp. z o.o. jacek.dziura@trafta.pl n

Literatura [1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/28/UE z dnia 26 lutego 2014 r. w sprawie harmonizacji ustawodawstw państw członkowskich odnoszących się do udostępniania na rynku i kontroli materiałów wybuchowych przeznaczonych do użytku cywilnego [2] PN-EN 60079-0:2013-03, Atmosfery wybuchowe - Część 0: Urządzenia - Podstawowe wymagania [3] Dziura J.; Nowoczesne warianty dławików kompensacyjnych w sieciach średnich napięć, Maszyny Elektryczne, Zeszyty Problemowe, INiME Komel 2019, (materiał w przygotowaniu) [4] Lorenc J., Staszak B., Borucki R., Torbus M.; Kryteria regulacji nadążnej kompensacji ziemnozwarciowej w sieciach średniego napięcia. Przegląd Elektrotechniczny nr 10/2018.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

67

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Ocena stanu transformatorów żywicznych za pomocą diagnostyki wyładowań niezupełnych przy użyciu mobilnego źródła napięcia testowego Streszczenie W związku ze zmianami zachodzącymi w sektorze energetycznym i związany z tym rozwój odnawialnych źródeł energii, liczba zainstalowanych w sieciach średniego napięcia transformatorów suchych rośnie . Urządzenia te są powszechnie stosowane w przemyśle, sektorze morskim i cywilnym.

Wspólnym mianownikiem we wszystkich tych obaszarach zastosowań jest to, że zalety transformatorów suchych należy wykorzystać w odniesieniu do konkretnych miejsc instalacji. Brak oleju mineralnego jako medium izolacyjnego umożliwia stosowanie transformatorów suchych w obszarach o wysokich wymaganiach w zakresie ochrony środowiska. Ponadto obciążenie ogniowe i ryzyko powstawania silnego dymu, występujące np. w tunelach lub budynkach, są zminimalizowane. Jednak brak oleju mineralnego i szczególne warunki środowiskowe również stanowią wyzwanie dla diagnozowania już działających transformatorów. Sprawdzona metoda wykonywania analizy gazu w oleju nie jest możliwa. Ponadto ograniczona przestrzeń i dostęp do obiektu testowego mogą utrudniać pomiary na miejscu.

W artykule przedstawiono podejście do oceny stanu transformatorów suchych za pomocą pomiarów wyładowań niezupełnych. Dzięki zastosowaniu przenośnego źródła napięcia można wykonać na miejscu test jednofazowym napięciem indukowanym.

W połączeniu z pomiarem wyładowań niezupełnych, stan izolacji każdego uzwojenia może być indywidualnie analizowany i oceniany. W zależności od mocy transformatora wymagana moc w trakcie testu może się znacznie różnić. Dlatego stosuje się system modułowy, który można rozszerzyć o maksymalnie dwa wzmacniacze mocy. W ten sposób można przetesto-

68

wać transformatory o mocy do 20 MVA. Ponadto generowanie zmiennej częstotliwości może zmniejszyć zapotrzebowanie na moc bierną do minimum.

W przeciwieństwie do testów laboratoryjnych w kontrolowanych warunkach, na miejscu należy spodziewać się zwiększonego poziomu zakłóceń powodowanych przez maszyny wirujące, energoelektronikę i innych odbiorców.

Praktyczne przykłady pokazują, jak z jednej strony użyteczne sygnały mogą być oddzielone od impulsów zakłóceniowych za pomocą synchronicznego wieloczęstotliwościowego pomiaru WNZ (3CFRD - wykres zależności trzech częstotliwości środkowych). Z drugiej strony, różne źródła WNZ mogą być również rozdzielone w ten sposób.

Ponadto omówiono kwestię wyboru możliwych kryteriów oceny starzejących się transformatorów.

1. Wprowadzenie Zastosowanie transformatorów suchych okazało się skuteczne w wielu zastosowaniach. Takie urządzeniasą często wykorzystywane w sieciach energetycznych średniego napięcia w przemyśle oraz w sektorach morskim i cywilnym, na przykład w sieciach metra. Czynnikami decydującymi o zastosowaniu transformatorów suchych są: niskie koszty serwisowania i zmniejszone ryzyko pożaru. Te ostatnie mogą mieć szczególne znaczenie dla instalacji w kompleksach budynków i tunelach. Ponadto brak oleju mineralnego jako izolacji eliminuje potrzebę stosowania mis olejowych. To sprawia, że transformatory suche są szczególnie korzystne do stosowania w turbinach wiatrowych, ponieważ są one często instalowane w obszarach o wysokich wymaganiach w zakresie ochrony wód gruntowych lub na morzu.

Choć transformatory suche charakteryzują się mniejszą mocą i mniejszym

napięciem w porównaniu z ich olejowymi odpowiednikami, są one ważnym elementem zasilania elektrycznego ze względu na ich wszechstronność. W kontekście turbin wiatrowych transformatory, które są podłączone bezpośrednio do generatora turbiny, można uznać za jednostki GSU (ang.

Generator step-up transformers). Pomiary diagnostyczne i oceny stanu tych jednostek mają odpowiednie znaczenie. Poniżej omówiono zastosowanie różnych procedur diagnostycznych do oceny stanu transformatorów suchych i zilustrowano je przedstawiając studium przypadku. W kompleksowej ocenie stanu transformatora głównym priorytetem jest badanie izolacji głównej. Nacisk położony jest na wykonanie pomiarów w miejscu instalacji testowanego obiektu.

1.1. Pomiary diagnostyczne transformatorów suchych (żywicznych) Podobnie jak w przypadku transformatorów olejowych, prewencyjne pomiary diagnostyczne można również wykonywać na transformatorach suchych. Ze względu na różnice w konstrukcji i zastosowaniu izolacji stałej, znaczenie poszczególnych procedur pomiarowych musi być ponownie przedyskutowane. Tradycyjne procedury pomiarów elektrycznych, takie jak rezystancja czynna uzwojenia lub pomiary impedancji zwarcia, są przydatne do określania integralności uzwojenia, nie dostarczają informacji o stanie izolacji stałej. W przypadku transformatorów olejowych analiza gazu w oleju zapewnia wstępne wskazania dotyczące potencjalnych usterek wewnętrznych, takich jak wyładowania niezupełne lub lokalne przegrzanie [1]. Dalsze środki można podjąć na podstawie oceny stężeń gazu. Ponieważ tą metodę wstępnej diagnozy nie

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 da się wykorzystać dla transformatorów suchych, należy zastosować inne procedury pomiarowe, aby móc uzyskać wiarygodną informację o stanie izolacji. Dlatego poniżej omówiono diagnostykę wyładowań niezupełnych za pomocą testu napięcia indukowanego [2].

1.2. Diagnostyka wyładowań niezupełnych Pomiar wyładowań niezupełnych (WNZ) w transformatorach suchych jest częścią testu akceptacyjnego [3] i jest zwykle przeprowadzany po zakończeniu wszystkich pomiarów dielektrycznych. Obiekt testowy jest zasilany przez uzwojenia dolnego napięcia, podczas gdy układ pomiarowy WNZ jest podłączony do uzwojeń GN (rys. 1), kolejno do każdej z trzech faz.

Cykl testowy obejmuje fazę wstępnego naprężenia 1,8-krotności napięcia nominalnego przez 30 sekund i pomiar przy 1,3-krotności napięcia nominalnego przez 180 sekund (rys. 2).

Wartość graniczna dla testu akceptacyjnego wynosi 10 pC [3].

Jeśli używany jest jednokanałowy system pomiarowy WNZ, każda faza może być rozpatrywana oddzielnie, pomimo indukowania we wszystkich trzech fazach. Ewentualny przesłuch impulsów wyładowań niezupełnych między wieloma fazami może być zatem trudny do wykrycia. W testach fabrycznych okoliczność ta ma niewielkie znaczenie, ponieważ prawdopodobieństwo wyładowań niezupełnych w nowo wyprodukowanych uzwojeniach jest niskie. W docelowej ocenie poszczególnych uzwojeń transformatorów podczas pracy, omówiono podejście z indukcją jednofazową.

Rys. 1. Konfiguracja pomiarów WNZ zgodnie z IEC 60073-11[3], 1) Uzwojenie DN indukujące; 2) Uzwojenie GN z systemem pomiarowym WNZ „PD”

Rys. 2. Cykl testu pomiarowego WNZ zgodnie z IEC 60073-11 [3].

Rys. 3. Układ testowy z zasilaniem jednofazowym transformatora YNyn0.

1.3. Pomiar WNZ z 1-fazowym zasilaniem W przypadku zasilania 1-fazowego transformatora trój-fazowego każde uzwojenie jest zasilane oddzielnie przez uzwojenie dolnego napięcia i badane pod kątem aktywności wyładowań niezupełnych. Rysunek 3 przedstawia przykładową konfigurację testową transformatora YNyn0.

System pomiarowy WNZ jest podłączony do odpowiedniego uzwojenia GN, przy uziemionym punkcie gwiazdowym. Naprężenie napięciowe izolacji głównej odpowiada warunkom roboczym.

Dla transformatorów, których uzwojenia GN połączone są w trójkąt, zaleca

Rys. 4. Układ testowy z zasilaniem jednofazowym dla transformatora Dyn.

się zastosowanie układu pomiarowego przedstawionego na rysunku 4.

Podczas gdy naprężenia elektryczne izolacji głównej zależą od warunków pracy, na zaciskach transformatora występuje zmniejszone napięcie jednofazowe. W ten sposób można uniknąć nadmiernego naprężenia izolacji mię-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

dzy fazą a ziemią. Ponadto kondensatory o znacznie niższym napięciu znamionowym mogą być używane nawet przy wyższych napięciach testowych. Jest to szczególnie korzystne w miejscach o ograniczonej przestrzeni, takich jak wnętrze gondoli turbiny wiatrowej.

69

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 2. Zastosowanie przenośnego źródła napięcia 2.1. Układ testowy Jednostka sterująca ma jednofazowe wyjście napięciowe, które może generować napięcie o zmiennej częstotliwości do 250 V. Jest ono podwyższane za pomocą transformatora podwyższającego napięcie, do poziomu wymaganego napięcia testowego na zaciskach dolnego napięcia w testowanym obiekcie. Przekładnię tego transformatora dopasowującego można zmieniać, aby zapewnić najwyższy stopień elastyczności. Do odpowiedniego zacisku wysokiego napięcia jest podłączony kondensator sprzęgający z układem pomiarowym WNZ, aby można było zmierzyć impulsy wyładowań niezupełnych. Ta metoda służy do testowania kolejno wszystkich trzech faz i analizowania odpowiednich izolacji uzwojeń. Przesłuch między uzwojeniami można dodatkowo zminimalizować, odłączając połączenia uzwojeń.

Aktywność wyładowań niezupełnych określa się ilościowo, mierząc wartości wyładowań w pC i ocenia się przez zbadanie zarejestrowanego wzorca fazowych wyładowań niezupełnych (wzorzec Phase Resolved Partial Di-scharge).

Uwaga skupia się na rozróżnieniu wewnętrznych wyładowań niezupełnych pochodzących z układu izolacji i wyładowań zewnętrznych, które mogą być spowodowane zanieczyszczeniem lub źródłami zewnętrznymi. Zarówno filtry sprzętowe, jak i programowe mogą być stosowane w celu uzyskania rzetelnych wyników nawet w środowiskach, w których występują wysokie poziomy zakłóceń. Oddzielenie wielu źródeł wyładowań niezupełnych i źródeł zakłóceń za pomocą pomiaru wielospektralnego, a następnie zastosowanie filtrów adaptacyjnych - pomiar z wykresem zależności trzech częstotliwości środkowych (3CFRD) - opisano poniżej.

stotliwości środkowych 3CFRD). Tutaj pomiar WNZ jest wykonywany przy trzech różnych częstotliwościach pomiarowych. Sygnały różnego typu i pochodzenia mają różne widma częstotliwości. Odpowiednia konfiguracja synchronicznych filtrów pomiarowych pozwala na grupowanie sygna-

łów z różnych źródeł w klastry (rys. 5).

Następnie każdy klaster może być badany kolejno bez nakładania go na inne źródła WNZ lub emitery [4]. Umożliwia to oddzielenie istotnych wyładowań niezupełnych od zakłóceń zewnętrznych, a także oddzielne badanie WNZ w odniesieniu do napięć zapłonu i ga-

Rys. 5. 3CFRD transformatora z wieloma źródłami WNZ

Rys. 6. 1) Pełny PRPD, 2) Szum tła, 3) Wyładowanie koronowe, 4) Zaawansowane wyładowanie powierzchniowe, po rozdzieleniu przy pomocy 3CFRD.

2.2. Filtrowanie szumów Zastosowanie czułego systemu pomiaru wyładowań niezupełnych wymaga wykrywania niepożądanych sygnałów przez obwód pomiarowy. Można tego oczekiwać, zwłaszcza w środowiskach przemysłowych z zakłóceniami pochodzącymi z energoelektroniki i maszyn elektrycznych. Jednym ze sposobów przeciwdziałania tym zakłóceniom jest zastosowanie synchronicznego pomiaru wieloczęstotliwościowego (metoda wykresu zależności trzech czę-

70

Rys. 7. Zależność impedancji obwodu testowego od częstotliwości, amplituda (niebieska), kąt fazowy (pomarańczowa).

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 szenia, analizy wzorców itp. Poniższy przykład ilustruje rozdzielenie całego PRPD na poszczególne elementy składające się z szumu tła i dwóch źródeł wyładowań niezupełnych (rys. 6).

Oddzielając poszczególne wzorce, można zidentyfikować wyładowanie koronowe. Jeśli jest to ukryte, wraz z szumem tła, ujawnia się wzorzec wyładowania krytycznego źródła WNZ, co w tym przypadku wskazuje na obecność zwęglonych powierzchni [5].

2.3. Wymagania mocowe System testowy ma moc 5 kVA przy pracy krótkotrwałej. Obejmuje to wymaganą moc bierną i straty magnesowania transformatora. Główna indukcja badanego obiektu, pojemność uzwojenia i pojemność kondensatora sprzęgającego tworzą obwód rezonansowy.

Regulację częstotliwości napięcia zasilania można zatem wykorzystać do określenia punktu pracy przy minimalnym poborze mocy. Rysunek 7 pokazuje zależność od częstotliwości mierzonej impedancji obwodu testowego.

Jeśli częstotliwość jest ustawiona na maksymalny zakres impedancji, zużycie energii jest zredukowane do minimum. Jeśli maksimum impedancji nie znajduje się w regulowanym zakresie częstotliwości 50–400 Hz, można zamontować dodatkowe kondensatory równolegle do uzwojenia dolnego napięcia, aby uzyskać punkt rezonansu.

Jeśli wymagana moc przekracza specyfikacje systemu testowego, do systemu można dodać dwa wzmacniacze mocy, aby pokryć wyższe zapotrzebowanie mocy. Każdy wzmacniacz o wadze 18 kg jest podłączony do obiektu testowego za pomocą oddzielnego transformatora podwyższającego napięcie.

Ta procedura zwiększa dostępną moc wyjściową trzykrotnie. W zależności od konstrukcji badanego obiektu, transformatory żywiczne o mocach do ok.

20 MVA można przetestować w terenie.

2.4. Kryterium oceny Jak opisano powyżej, test akceptacji nowych transformatorów wymaga jasno określonego cyklu testowego i maksymalnego poziomu WNZ 10 pC. W celu pomiaru WNZ i późniejszej oceny działania transformatorów należy omówić możliwość zastosowania tych kryteriów. Poprzednie pomiary na miejscu wykazały, że często wymagany jest cykl testowy ze zmniejszonym napięciem testowym. Jeśli cykl testowy zostanie zmniejszony do 80%

Rys. 8. Wyładowania powierzchniowe w uzwojeniu GN.

Rys. 9. 1) Podłączenie kondensatora sprzęgającego w górnej części uzwojenia, wyładowania powierzchniowe 2) Zamienione podpięcie kondensatora sprzęgającego i uziemienia, bez WNZ.

Rys. 10. PRPD bez wyładowań niezupełnych po za-mianie podłączenia kondensatora sprzęgającego i uzie-mienia.

napięcia zgodnie z [3], spowoduje to że faza wstępnego naprężenia nastąpi z 1,3-krotnym napięciem nominalnym i napięciem testowym równym napięciu znamionowemu. Podobnie ocena aktywności wyładowań niezu-pełnych nie powinna być ograniczona do poziomu wyładowań. Raczej określenie rodzaju źródła WNZ ma znaczenie dla oceny potencjalnego ryzyka dla transformatora. Poniższe studia przypadków ilustrują zastosowanie tych kryteriów oceny.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

3. Studia przypadku 3.1. Przypadek 1 Transfromator 9.5 MVA w izolacji żywicznej zbadano pod kątem wyładowań częściowych przy użyciu indukowanego napięcia testowego. Podczas gdy pierwsze dwie fazy nie wykazują żadnych nieprowidłowości, wyładowania powierzchniowe można zaobserwować na ostatniej fazie. Uważa się, że pochodzą one z warstwy bru-

71

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 du wewnątrz uzwojenia GN (Rys. 8).

Ponieważ natychmiastowe czyszczenie na miejscu nie jest możliwe, konfiguracja testu została zmodyfikowana w celu zminimalizowania pola elektrycznego zanieczyszczonych obszarów. W tym celu kondensator sprzęgający jest podłączony do podstawy cewki, a uziemienie jest podłączone do początku cewki. Podczas gdy napięcie na izolacji uzwojenia pozostaje takie samo, w górnej części cewki nie występują naprężenia (rys. 9).

Po zamianie kondensatora sprzęgającego i uziemienia możliwe jest uzyskanie stanu bez WNZ w cewce (rys. 10).

Ponieważ między dwoma pomiarami zmieniło się tylko napięcie do ziemi, wyładowania niezupełne z pierwszego pomiaru można wyraźnie prześledzić w odniesieniu do stanu zewnętrznego (powierzchniowego) cewki.

Ponieważ wyładowania niezupełne nie występują wewnątrz cewki, a napięcie zapłonu jest niższe od napięcia nominalnego, zaleca się czyszczenie uzwojenia w celu zminimalizowania ryzyka dalszych uszkodzeń.

Rys. 11. PRPD na kablu, zarejestrowane przez system monitoringu.

3.2. Przypadek 2 W trakcie testów rutynowych system monitoring online dla kabla SN wykryto wyładowania niezupełne (Rys. 11). Źródło WNZ można znaleźć zarówno w sekcji kablowej, jak i w podłączonym transformatorze suchym 800 kVA / 20 kV. Dlatego jednofazowy pomiar WNZ, który jest wykonywany za pomocą napięcia indukowanego, jest używany do testowania transformatora oddzielnie.

W ten sposób aktywność WNZ jest wykrywana we wszystkich fazach z napięciami zapłonu 16 kV, co jest wyraźnie poniżej napięcia nominalnego (rys. 12).

Brak WNZ w kablu jest następnie weryfikowany za pomocą zastosowanego testu napięciowego. Transformator jest następnie zamieniany, ponieważ można założyć, że wyładowania niezupełne są stale aktywne podczas normalnej pracy i nadal oddziałują na izolację.

4. Podsumowanie W artykule przedstawiono metody testowania stanu izolacji transformatorów suchych, które zostały już zainstalowane. Za pomocą przenośnego źródła testowego można przeprowadzić test napięcia indukowanego w połączeniu z pomiarem wyładowań niezupełnych.

Każde uzwojenie transformatora jest wzbudzana oddzielnie, co umożliwia ukierunkowaną ocenę każdego uzwo-

72

Rys. 12. PRPD fazy L1 transformatora, zarejestro-wane przy indukowanym napięciu testowym.

jenia. Dodając wzmacniacze mocy, moc wyjściowa źródła napięcia staje się skalowalna. Umożliwia to testowanie transformatorów do ok. 20 MVA. Ponieważ nie jest możliwe wykonanie pomiarów w osłoniętej komorze, należy uwzględnić odpowiednią wielkość zakłóceń. Wykazano, że metoda 3CFRD umożliwia oddzielenie sygnałów WNZ od sygnałów zakłóceń. Praktyczność systemu została zilustrowana za pomocą dwóch studiów przypadku. Testując

każdą cewkę indywidualnie, możliwe było wykrycie określonych źródeł wyładowań niezupełnych i wyizolowanie ich przyczyn.

Christoph Engelen, M.Sc., OMICRON electronics Deutschland GmbH, Germany, christoph.engelen@omicronenergy.com Ing. Udo Ranninger, OMICRON electronics, Austria Dr. Michael Krüger, OMICRON electronics, Austria n

Literatura [1] VDE 0370 Part 7 (IEC 60599): „Im Betrieb befindliche, mit Mineralöl imprägnierte elektrische Geräte: Leitfaden zur Interpretation der Analyse gelöster und freier Gase” [Mineral oil-filled electrical equipment in service: Guidance on the interpretation of dissolved and free gases analysis], VDE Verlag Berlin and Offenbach.

[2] EN 60076, Part 3: „Isolationspegel, Spannungsprü-fungen und äußere Abstände in Luft“, [Insulation levels, dielectric tests and external clearances in air] VDE Verlag, 2001.

[3] EN 60076, Part 11: „Trockentransformatoren“ [Drytype transformers], 2004 [4] W. Koltunowicz, R. Plath: “Synchronous Multichannel PD Measurements”, IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, Vol. 15, No. 6; Dec. 2008.

[5] CIGRÉ, WG D1.29, Brochure 676: „Partial Discharges in Transformers“ Cigré, 2017.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

Firma Ormazabal to wiodący dostawca z grupy VELATIA spersonalizowanych rozwiązań dla przedsiębiorstw elektroenergetycznych, użytkowników końcowych energii elektrycznej oraz do zastosowań w zakresie systemów odnawialnych źródeł energii opartych na naszych własnych technologiach.

Firma ma wieloletnie doświadczenie w zakresie badań, projektowania, rozwoju, produkowania i montowania aparatury rozdzielczej i sterowniczej średniego napięcia (SN), transformatorów rozdzielczych (SN/nn) oraz stacji transformatorowych.

Jesteśmy jednym z najstarszych zakładów produkcyjnych działających w Europie od 1967 r. specjalizującym się w produkcji rozdzielnic średniego napięcia w izolacji gazowej. Z naszych zakładów produkcyjnych w Europie (Hiszpania, Niemcy, Francja, Polska) dostarczyliśmy ponad 1 350 000 zespołów rozdzielczych do ponad 100 zakładów energetycznych i 600 elektrowni wiatrowych w ponad 110 krajach. Ponad 170 000 sztuk transformatorów firmy Ormazabal jest zainstalowanych w sieciach dystrybucji energii elektrycznej, przemyśle, elektrowniach wiatrowych i fotowoltaicznych w ponad 20 krajach. Poprzez posiadanie jednego z najnowocześniejszych laboratoriów WN w Europie oraz wyspecjalizowany zespół konstruktorów tworzymy nowe rozwiązania dla obecnych i przyszłych zastosowań w energetyce np. transforma.smart transformatory z regulatorami pod obciążeniem.

Jesteśmy jedynym producentem na świecie, który wyprodukował ponad 10 000 szt. stacji transformatorowych podziemnych i ponad 90 000 szt. stacji nadziemnych. Wszystkie nasze produkty charakteryzują się najwyższą jakością wykonania potwierdzoną przez certyfikaty jakości ISO, testy i próby wykonane przez laboratoria akredytowane IPH oraz PEHLA z Niemiec oraz posiadają aprobatę Instytutu Techniki Budowlanej.

Ormazabal Polska Sp. z o.o. ul. Magazynowa 4 44-120 PYSKOWICE Tel. 032/330-43-00 email: polonia@ormazabal.com

www.ormazabal.com

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Ocena zaawansowania zestarzenia przepustów z izolacją stałą na podstawie pomiarów FDS Wstęp Przepusty transformatorowe należą do podstawowego wyposażenia każdego wysokonapięciowego transformatora energetycznego. Służą jako element zapewniający przeprowadzenie przewodów mocy poprzez barierę jaką jest kadź transformatora [1,2].

Transformatory, podobnie jak przepusty, projektowane są na około 30 lat eksploatacji. Jednak jak wykazuje doświadczenie, przepusty często są przyczyną awarii katastrofalnych występujących wcześniej niż przewidywany okres eksploatacji. Dane statystyczne dotyczące awaryjności podają, że około 30%, awarii transformatorów spowodowanych jest uszkodzeniem izolatora przepustowego. [3,4]. Przeprowadzone m.in. przez autorów badania [5,7] wykazały, że w przepustach eksploatowanych przez kilkanaście lat zwykle ma miejsce wczesny etap rozwoju procesów starzeniowych, które dają odpowiedź dielektryczną w zakresie niskich częstotliwości rzędu 0,01÷0,001Hz, zatem poza zakresem częstotliwości sieciowej. Dlatego notowane są przypadki, że w krótkim czasie po wykonaniu standardowych badań następuje katastrofalna awaria przepustów pomimo pozytywnych wyników pomiarów tgδ50Hz oraz pojemności C50Hz. Te przypadki błędnej diagnozy stanu technicznego izolatorów przepustowych sprawiają, że konieczna jest modyfikacja metody oceny ich stanu technicznego m.in. poprzez poszerzenie spektrum częstotliwościowego pomiarów wartości współczynnika strat tgδ oraz pojemności.

Do głównych czynników powodujących rozwój procesów degradacji izolacji można zaliczyć pole elektryczne oraz temperaturę. Z tego powodu starzenie izolacji przepustów w warunkach eksploatacyjnych można nazwać termoelektrycznym. Źródłami ciepła w przepuście są straty w torze prądowym oraz straty dielektryczne w izolacji, a także podwyższona temperatura oleju, który wypełnia rurę prądową [1,6].

74

Z danych statystycznych dotyczących awarii przepustów wynika, że większość awarii następuje w porze letniej najczęściej w godzinach popołudniowo-wieczornych. Jest to skutek gromadzenia się ciepła z wielu źródeł, które prowadzi do efektu spirali cieplnej (ang. Termal Runway), która w końcowym etapie powoduje uszkodzenie izolacji. W literaturze przedmiotu można znaleźć opracowania mówiące, że często wystarcza jeden sezon wiosenno-letni, aby wczesny etap procesu starzenia przekształcił się w zaawansowany, który w konsekwencji kończy się awarią [5,7].

Z powyższych powodów standardowy 5-cio letni czasokres diagnostyki z wykorzystaniem dotychczasowej metodyki oceny stanu technicznego izolacji wydaje się dalece niewystarczający dla zapewnienia rzetelnej oceny stanu technicznego izolacji przepustów, zwłaszcza o długim okresie eksploatacji [8,9,10].

W niniejszym artykule przedstawiono wyniki pomiarów odpowiedzi dielektrycznej izolacji papierowo-żywicznej przepustów transformatorowych po 10 i 25 latach eksploatacji oraz po dodatkowym starzeniu termoelektrycznym, które zdaniem autorów, wyraźnie wskazują na konieczność stosowania nowych metod ich diagnostyki.

HV(AC)

Obiekt i metodyka badań Obiektami badań był przepust Micafil CTKF 145kV po 10 latach eksploatacji oraz trzy przepusty Micafil CTF 245kV po 25 latach eksploatacji. Przepust CTKF 145 kV został poddany dodatkowemu starzeniu termoelektrycznemu w warunkach analogicznych do pracy w sieci. W tym celu został on zainstalowany na zbiorniku z olejem transformatorowym i podłączony pod napięcie (rys.1). Przeprowadzono 6 cykli starzeniowych trwających po 56 godzin każdy, przy czym temperatura oleju wynosiła 800C, a przyłożone napięcie 67 kV AC. Temperatura otoczenia wynosiła 220C. Zmiany wartości współczynnika strat dielektrycznych tgδ oraz pojemności mierzono w zakresie częstotliwości 10 -4÷5∙103 Hz za pomocą miernika Dirana prod. Omicron. Do jakościowej analizy odpowiedzi dielektrycznej izolacji przepustów użyto modelu relaksacji dielektrycznej wg.

Havriliaka-Negami’ego. Przyjęto przy tym możliwość obecności trzech zasadniczych procesów relaksacyjnych: w zakresie HF (powyżej 100 Hz), MF (w zakresie 102÷10 -2 Hz) oraz LF (poniżej 10 -2 Hz). W analizie uwzględniono również proces przewodnictwa jonowego w zakresie LF.

Transformator

230V

L

Olej 230V

Grzałka N

Rys. 1. Schemat (z lewej) oraz widok (z prawej) stanowiska do starzenia termoelektrycznego przepustu i pomiaru charakterystyk FDS

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Wyniki badań Na rysunku 2 przedstawiono zależności częstotliwościowe współczynnika strat dielektrycznych w izolacji przepustu CTKF 145 kV o różnym czasie starzenia termoelektrycznego.

W przypadku przepustu CTKF 145 kV po 10 latach eksploatacji na charakterystyce tgδ=f(f) można wyróżnić dwa procesy relaksacyjne: pierwszy w zakresie częstotliwości 10 -3÷5∙10 -2 Hz oraz drugi powyżej 2∙102 Hz. Obraz odpowiedzi dielektrycznej izolacji uzupełnia wzrost wartości tgδ w zakresie LF (poniżej 10 -3 Hz) spowodowany stratami związanymi z procesem przewodnictwa. Z doświadczenia autorów wynika, że tego rodzaju częstotliwościowe zależności współczynnika strat występują w kompozytach papierowo-żywicznych, które charakteryzują się dobrym stanem technicznym, a procesy starzeniowe są we wczesnym etapie rozwoju.

Pierwszy cykl starzeniowy spowodował istotny wzrost strat dielektrycznych w zakresie 101÷10 -2 Hz, co zdaniem autorów, jest efektem procesu polaryzacji strukturalnej spowodowanego degradacją izolacji oraz ewentualną polaryzacją Maxwella-Wagnera wynikającą z utraty adhezji na granicy faz „kompozyt-ekran aluminiowy”. Kolejne cykle starzeniowe skutkujące przemianami fizykochemicznymi i powstaniem jonowych produktów starzenia spowodowały znaczne rozbudowanie się tego procesu polaryzacyjnego połączonego ze wzrostem przewodnictwa. W rezultacie po około 200 h starzenia wartości tgδ mierzone przy częstotliwości 10 -2Hz wzrosły o rząd wielkości, a przewodnictwo kompozytu nawet kilkaset razy (tabl.1, rys.4). Należy przy tym dodać, że ten etap rozwoju procesów degradacyjnych w izolacji nie wpłynął znacząco na wartości tgδ50Hz, które były na akceptowalnym, z punktu widzenia obowiązujących zaleceń, poziomie.

Zaobserwowano, że kontynuacja przemian fizykochemicznych w izolacji podczas starzenia generuje nowe zjawiska polaryzacyjne w zakresie MF oraz HF, które pośrednio wpływają na przyrost wartości tgδ50Hz oraz przewodnictwa w zakresie LF. Wydaje się, że jest spowodowane powstaniem na granicy faz „kompozyt-ekran” jonowych produktów rozkładu kompozytu.

Na rysunku 3 pokazano przekrój poprzeczny przepustu po 336 godzinach starzenia termoelektrycznego. W zaznaczonym obszarze można wyraźnie zaobserwować zdegradowane warstwy izolacji ulokowane bezpośrednio

Rys. 2. Zależności współczynnika strat dielektrycznych tgδ od częstotliwości w izolacji przepustu Micafil CTKF 145 kV o różnym czasie starzenia termoelektrycznego

Rys. 3. Przekrój poprzeczny przepustu CTKF po 336 h starzenia termoelektrycznego

przy ekranach aluminiowych. Badania w podczerwieni wykazały, że zawierają one fazę amorficzną złożoną przeważnie z niskomolekularnych cząstek o dużej zawartości węgla. Prawdopodobnie powstały one na skutek działania w tym obszarze wysokiej temperatury, spowodowanej dobrą propagacją ciepła wzdłuż ekranów. Powstanie

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

takiej fazy amorficznej może sprzyjać generacji wyładowań niezupełnych, których skutkiem jest efekt spirali cieplnej, a tym samym rozpoczęcie zaawansowanego etapu rozwoju procesów starzeniowych. Przypuszczenia te potwierdza notowany wyraźny wzrost ładunku pozornego wyładowań niezupełnych, których napięcie

75

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Tablica 1. Stała czasowa i polaryzowalność relaksacji oraz konduktywność izolacji starzonego przepustu CTKF Czas starzenia [h] 0 56 112 168 280 336

Parametr równania H-N

LF

MF

HF

τ [s]

3,9

-

1,0 · 10 -5

Δε

0,52

-

0,35

τ [s]

4,3

-

2,2 · 10 -5

Δε

2,70

-

0,54

τ [s]

5,9

-

3,2 · 10 -5

Δε

2,1

-

0,54

τ [s]

12,0

3,1 · 10 -3

4,1 · 10 -5

Δε

3,09

0,20

0,30

τ [s]

0,95

1,1 · 10 -2

2,3 · 10 -5

Δε

1,51

0,52

0,21

τ [s]

1,0

5,2 · 10 -2

2,5 · 10 -5

0,41

0,45

0,24

zapłonu było niższe od napięcia roboczego (fazowego) izolacji przepustu.

Przejście z wczesnego do zaawansowanego etapu rozwoju procesów starzeniowych można prześledzić za pomocą analizy jakościowej odpowiedzi dielektrycznej izolacji przy użyciu modelu H-N (tabl.1). Do tego celu można wykorzystać zmiany w czasie starzenia wartości takich parametrów odpowiedzi częstotliwościowej jak: stałe czasowe τ oraz polaryzowalności Δε poszczególnych procesów polaryzacyjnych, a także konduktywności σ.

Wpływ starzenia termoelektrycznego na zmiany wartości tych parametrów pokazano w formie graficznej na rysunku 4. Obserwowany po około 200 h starzenia szybki spadek wartości stałej czasowej relaksacji LF oraz powstanie relaksacji MF prawdopodobnie spowodowany był tworzeniem się fazy amorficznej zawierającej niskomolekularne związki węgla. Zdaniem autorów, czas ten można uznać jako moment przejścia z wstępnego do zaawansowanego etapu starzenia.

Wnioski wypływające z badań laboratoryjnych zweryfikowano pomiarami eksploatacyjnymi. Wykonano je dla przepustów typu CTF 245 kV, które były eksploatowane przez 25 lat (rys.5).

Analogicznie jak w pomiarach laboratoryjnych przepustu CTKF starzonego powyżej 200 godzin, we wszystkich badanych przepustach CTF 245 kV zaobserwowano dwie duże struktury relaksacyjne w zakresie LF oraz MF. Stąd należy przypuszczać, że proces degradacji ich izolacji ma zaawansowany charakter. We przypadku przepustów nr 979 oraz 980 zostały przekroczone dopuszczalne wartości współczynnika tgδ50Hz, które głównie spowodowane były obecnością dużego procesu

76

Rodzaj relaksacji

Konduktywność σ [S/cm] 7,7·10 -18 1,7 · 10 -17 1,1· 10 -16 2,3 · 10 -15 3,0 · 10 -15 4,6 · 10 -15

Rys. 4. Wpływ starzenia termoelektrycznego na wartości stałych czasowych relaksacji niskoczęstotliwościowej (LF) i średnioczęstotliwościowej (MF) (z lewej) oraz przewodnictwo (z prawej) w izolacji przepustu CTKF

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 relaksacji niskomolekularnych cząstek powstałych z degradacji izolacji. Należy przy tym zwrócić uwagę, że w przypadku przepustu nr 981 wartość zmierzonego współczynnika tgδ50Hz = 0,007 była na akceptowalnym poziomie i według przyjętych obecnie standardów mógł on nadal pracować w ruchu elektrycznym. Jednak stwierdzona obecność niskomolekularnej fazy amorficznej, która może skutkować nieoczekiwaną awarią, była podstawą decyzji o wycofaniu z eksploatacji wszystkich przepustów typu CTF.

Podsumowanie Badania laboratoryjne wpływu starzenia termoelektrycznego na odpowiedź dielektryczną przepustów z izolacją papierowo-żywiczną wykazały, że istnieje możliwość identyfikacji stopnia zaawansowania procesów starzeniowych. Do tego celu można wykorzystać pomiary współczynnika strat dielektrycznych i pojemności izolacji w szerokim zakresie częstotliwości.

Stwierdzono, że rozwój starzenia termoelektrycznego izolacji we wczesnym etapie, w którym następuje rozkład i delaminacja kompozytu, można identyfikować za pomocą analizy odpowiedzi dielektrycznej w zakresie niskich częstotliwości. Natomiast przyspieszony proces starzenia, w którym powstają cząstki z zawartością węgla i następuje rozwój wyładowań niezupełnych można obserwować poprzez analizę zmian tgδ w zakresie częstotliwości średnich. Obu tym procesom towarzyszy wzrost przewodnictwa w zakresie niskich częstotliwości.

Badania laboratoryjne zweryfikowano rewizją wewnętrzną izolacji oraz eksploatacyjnymi pomiarami przepustów o długim czasie pracy w ruchu elektrycznym. Potwierdziły one obserwacje i wnioski wynikające z badań laboratoryjnych.

Na podstawie wyników pomiarów laboratoryjnych i eksploatacyjnych można wyciągnąć generalny wniosek, że wystarczy kilkaset godzin pracy w niekorzystnych warunkach temperaturowych, aby starzenie izolacji przepustów z fazy wstępnej przekształciło się w fazę przyspieszoną, skutkującą dużym prawdopodobieństwem awarii.

Z powyższego wynika potrzeba skutecznej identyfikacji początkowego etapu rozwoju degradacji izolacji.

Stwierdzono, że diagnoza tych procesów w oparciu o pomiary współczynnika strat tgδ50Hz oraz pojemności jest mało precyzyjna i zawodna.

Rys. 5. Zależności współczynnika strat dielektrycznych tgδ od częstotliwości izolacji przepustów CTF 245 kV po 25 latach eksploatacji

Literatura [1] M. Akbari, M. Allahbakhshi, R. Mahmoodian, Heat analysis of the power transformer bushings in the transient and steady states considering the load variations, Applied Thermal Engineering 121 (2017) 999–1010 [2] K. Eliss, Bushings for Power Transformers, Authorhouse, Bloomington, 2011.

[3] Subocz J., Szrot M., Płowucha J., Mrozik A. : Nowe metody oceny przepustów transformatorowych. XVII Konferencja Energetyki, Jachranka 7-9.09.2011, s 178-188 [4] Subocz J., Zenker M., Mrozik M.: „Wpływ temperatury na odpowiedź dielektryczną przepustów transformatorowych wysokiego napięcia z izolacją stałą”, Pomiary Automatyka Kontrola, nr.4 (2011), s. 376 – 380.

[5] Subocz J., „Transformatory w eksploatacji 2007” wyd. EnergoComplex [6] S D. Kassihin, S.D. Lizunov, G.R. Lipstein, A.K.Lokhanin, and T.I.Morozova “Serviceexperience and reasons of bushing failures of EHV transformers and shunt reactors” atransaction in CIGRE 1996:12-105.

[7] Subocz J., Zenker M., Mrozik A., „Wpływ temperatury na odpowiedź dielektryczną przepustów transformatorowych wysokiego napięcia z izolacją stałą” Pomiary Automatyka Kontrola 2011 nr 04, s. 376-379 [8] Kruger M., Kraetge A., Koch M., Rethmeier K., Putter M. Hulka L., Muhr M., Summereder C. „New Diagnostic Tools For Hight Voltage Bushing” Worksop On Power Transformers Foz do Iguacu - 25 A 28 De Aberil De 2010 Cigre [9] Zink M., Klipfel V., Berger F., „Ageing – condition Assessment of Generator Transformer Buhings by means of Dielectric Simulation Models” IEEE International Conference on Condition Monitoring and Diagnosis 23-27 September 2012, Bali, Indonesia s. 137-140 [10] Przybyłek P., Morańda H., Mościcka-Grzesiak H. „Bubble effect w izolatorach przepustowych o izolacji wykonanej z różnych materiałów” Pomiary Automatyka Kontrola PAK vol. 57, nr 4/2011

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

Andrzej MROZIK 1), Marek ZENKER1), Patryk BOHATYREWICZ1,2), Jan SUBOCZ1)

Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny w Szczecinie, 2) Elektrobudowa SA n

1)

77

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Badanie odpowiedzi częstotliwościowej (FRA) transformatorów Analiza odpowiedzi częstotliwościowej (FRA) jest jedną z podstawowych metod diagnostycznych transformatorów mocy. Jest metodą wykonywaną okresowo, czułą, nieinwazyjną, nieniszczącą i od niedawna posiadającą ustanowione standardy. Mimo to jest metodą rozwijającą się, gdyż interpretacja wyników nie jest precyzyjnie zdefiniowana i silnie zależy zarówno od samego transformatora jak i systemu pomiarowego. W artykule zostaną przedstawione doświadczenia z badań odpowiedzi częstotliwościowej transformatora o konstrukcji specjalnej.

Słowa kluczowe: próby zwarciowe, FRA, badanie i diagnostyka urządzeń elektrycznych

1. Wprowadzenie

Transformatory, szczególnie dużej mocy, są kluczowym elementem systemów elektoenergetycznych. Ich jakość w połaczeniu z długim oczekiwanym czasem życia ma istotny wpływ na jakość i niezawodnośc zasilania. Wypracowane i funkcjonujące międzynarodowe standardy w postaci norm i przewodników takich organizacji jak CIGRE, IEC oraz IEEE wskazują procedury badawcze oraz wartości odniesienia, które pozwalają na sprawdzenie jakości wykonania dla różnych, również krytycznych, warunków pracy [1]-[4], [6]-[8].

Pozytywne wyniki prób typu oraz wyrobu nowych transformatorów są konieczne dla potwierdzenia jakości wykonania, aczkolwiek niewystarczające by dokonać tego w pełnym zakresie [5]. Szczególnie trudna do wychwycenia jest integralność mechaniczna transformatora, gdzie mogą objawić się słabości procesu projektowania oraz produkcji. Doświadczenia eksploatacyjne [1] wskazują, że jedną z najczęstszych przyczyn poważnych awarii transformatorów w eksploatacji są uszkodzenia mechaniczne i związana z nimi obniżona wy-

trzymałość dielektryczna. Przyczyną tych awarii jest postępująca deformacja uzwojeń wskutek impulsowych oddziaływań elektrodynamicznych, pochodzących od prądów zwarciowych jak też prądów udarowych załączania transformatora, szczególnie w stanie jałowym. Siły elektrodynamiczne działają osiowo i promieniowo na uzwojenia i są proporcjonalne do kwadratu prądu. Najwyższe wartości osiągają w amplitudach prądu zwarciowego. Przy skrajnie niekorzystrnych warunkach, t.j. podczas zwarcia w obwodzie z długą stałą czasową i z największą asymetrią prądu- losowo zależną od chwili wystąpienia zwarcia, występuja największe narażenia dla uzwojeń wskutek wielokrotnych, silnych udarów, działających w tym samym kierunku, zgodnie z rysynkiem 1. Wpływ współczynnika udaru oraz liczby zwarć na czas życia transformatora pokazano na rysunku 2.

Podczas zwarcia, uzwojenia transformatora znajdują się w stanie równowagi niestabilnej. Zaciski uzwojeń pozwalają na utrzymanie tego stanu równowagi przeciwstawiając się siłom elektrodynamicznym dążącym do rozsunięcia uzwo-

Rys. 1. Ilustracja sił oddziaływań elektrodynamicznych podczas przepływu prądu symetrycznego a) oraz niesymetryczny b).

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

79

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Rys. 2. Szacowany wpływ liczby zwarć i ich asymetrii na czas życia transformatora [10]

jeń. Siły dociskowe uzwojeń muszą być zatem współmierne z siłami pochodzącymi od oddziaływań elektrodynamicznych w warunkach zwarciowych. Dzięki temu zapewniona jest wysoka kompresja i stabilność uzwojeń. Wszelkie zmiany długości osiowej uzwojenia lub jego względnego położenia osiowego, poprzez przemieszczenie lub zniekształcenie przewodów uzwojenia mogą spowodować poluzowanie zacisku cewki. Zmiany te mogą też zmienić rozkład przekładni zwojowej. Każda zmiana przekładni zwojowej zmieni równowagę pozycyjną zwojów i symetrię (między grupami uzwojeń) co powoduje znaczne lokalne zwiększenie sił zwarcia.

W miejscach deformacji uzwojeń wzmagają się procesy starzenia izolacji wskutek pęknięć, rozwarstwień oraz lokalnych przegrzań zarówno uzwojeń jak też osłabionej izolacji wskutek wzrostu prądu upływu oraz wzmożonej intensywności wyładowań niezupełnych. Przykłady deformacji uzwojeń transformatora pokazano na rysynku 3.

Najlepszym sposobem weryfikacji integralności mechanicznej są próby zwarcia transformatora. Próby te nie należą do standardowej grupy prób typu, należy do grupy prób specjalnych- wykonywanych na życzenie klientów [7]. Zaleca się jednak wykonywanie tej próby, tym bardziej, że zgodnie ze statystykami eksploatacyjnymi [1], nie odnotowano żadnej poważnej awarii transformatora, który przeszedł próbę dynamicznej wytrzymałości zwarciowej. Istnieje też możliwość

weryfikacji integralności uzwojeń modelowo, przy wykorzystaniu narzędzi symulacyjnych [11]-[14], tym bardziej, że dopuszcza to również norma [9]. Doświadczenie jednak wskazuje, że modele mimo wszystko posiadają zawsze jakieś uproszczenia i mogą nie obejmować wszystkich zjawisk, które obnażają się podczas badań empirycznych. Nie wszystkie tak przygotowane transformatory przechodzą pozytywnie próby wytrzymałości zwarciowej [5]. Pomimo tak zaawansowanych modeli, metod i narzędzi obliczeniowych nawet do 30% transformatorów nie przechodzi próby wytrzymalości zwarciowej. [16]

2. Badania diagnostyczne transformatorów

Dla zapewnienia wysokiej niezawodności i długowieczności transformatorów niezbędna jest możliwość przewidywania, z jak największym wyprzedzeniem, usterek poprzez wczesne wykrywanie procesów degradacyjnych. Zarządzanie majątkiem sieciowym, w tym transformatorami dużej mocy, wymaga długotrwałego kolekcjonowania i analizy szeregu danych o transformatorze, pobieranych podczas przeróżnych badań, przeprowadzanych na różnych etapach jego życia. Współczesne możliwości pomiarowe oraz nowoczesne narzędzia do przetważania i archiwizacji danych praktycznie znoszą wszelkie możliwe granice poznania. Problemem jednak pozostaje możliwość rozsądnego przetwarzania istotnych danych [15].

Poszukuje się zatem rozwiązań, które przy najniższych nakładach pozwolą na kompleksową ocenę aktualnego stanu transformatora ułatwiając podejmowanie decyzji o jego dalszej, niezawodnej pracy. Zgodnie ze standardem Cigre [2] realizacja tych zadań powinna obejmować między innymi: yy „Odcisk palca”, czyli pomiary nowego transformatora dla określenia stanu początkowego. yy Badania okresowe obrazujące trendy. yy System monitorujący aktualny stan wraz z wczesnym systemem ostrzegawczym. yy Badania wspomagające renowacje i naprawy, w tym lokalizacja uszkodzeń.

Podstawowe cele badań okresowych to między innymi: yy Nadzór nad procesem starzenia dielektrycznego i termicznego układów izolacyjnych olejowych i stałych.

Rys.3 Deformacja układu mocowań wskutek nadmiernych oddziaływań na końcach uzwojeń a) [4], oraz wewnątrz kolumny uzwojenia, wskutek osiowych i promieniowych oddziaływań b) [11].

80

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Tabela 1. Podsumowanie zakresu detekcji poszczególnych metod diagnostycznych [2]

yy Rozróżnienie degradacji dielektrycznej i cieplnej yy Pomiar, oszacowanie i lokalozacja wyładowań niezupełnych. yy Kontrola zmian mechanicznych wskutek oddziaływań dynamicznych. yy Wyznaczanie trendów zmian zawilgocenia i starzenia izolacji olejowej i stałej.

Podsumowanie możliwości detekcji poszczególnych typów problemów przez elektryczne metody diagnostyczne oraz analizę hromatograficzną gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) przedstawiono w tabeli 1.

Zmiany geometrii uzwojeń mogą być wykryte metodami podstawowymi, jak pomiar pojemności między uzwojeniami lub doziemnej, najlepiej w funkcji częstotliwości oraz poprzez pomiar impedancji zwarcia. Zmiana pojemności powyżej 0,5% a impedancji zwarcia powyżej 2%, wskazuje na duże przemieszczenia całych uzwojeń. Lokalne przemieszczenia

pojedynczych zwojów mogą nie zostać wykryte tymi metodami. Przewodnik eksploatacji transformatorów [2] zaleca by przy zmianie impedancji zwarcia powyżej 1% wykonać dodatkowe badania, np. FRA. Analiza odpowiedzi częstotliwościowej pozwala na wykrycie nie tylko deformacji uzwojeń, ale również ich przemieszczenia, zwarć międzyzwojowych, defektów w rdzeniu, niewłaściwego uziemienie rdzenia, błędów w połączeniach ekranów oraz uszkodzeń powstałych podczas transportu. Metoda ta pozwala zatem na oszacowanie integralności geometrycznej i mechanicznej rdzenia i uzwojeń wewnątrz transformatora poprzez pomiar charakterystyk przenoszenia w szerokim zakresie częstotliwości.

Jest to metoda porównawcza i wymaga pomiarów referencyjnych dla danego transformatora lub przynajmniej dla danego typu transformatorów. Wydaje się zatem zasadne, by podczas prób wytrzymałości zwarciowej transformatorów wyznaczać referencyjne charakterystyki FRA.

Rys. 4. Przykład reprezentacji obwodowej modelu uzwojenia transformatora [20] [17]

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

81

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Rys. 5. Ilustracja obszarów zmienności charakterystyk przenoszenia autotransformatora spowodowanych: rdzeniem (A), oddziaływaniami pomiędzy uzwojeniami (B), strukturą uzwojeń (C), systemem pomiarowym (D) [9]

Rys. 6. Schemat połączeń układu pomiarowego do wyznaczenia admitancji własnej uzwojeń przy rozwartych pozostałych uzwojeniach. [9]

3. Analiza odpowiedzi częstotliwościowej

Analiza odpowiedzi częstotliwościowej jest ważnym testem potwierdzającym integralność mechaniczną transformatora, ponieważ jest wrażliwa na zniekształcenia całych uzwojeń, a także lokalne zwichnięcia lub przemieszczenia pojedynczych zwojów. Jest na ogół używana do wykrywania zmian geometrycznych i zwarć elektrycznych w uzwojeniach, spowodowanych zewnętrznymi zdarzeniami zwarciowymi. Pozwala też na rozpoznanie obecności różnych typów uszkodzeń, powstałych wskutek transportu, wyboczenia, rozciągnięcia, naprężeń obwodowych, teleskopowania, spiralizacji i załamania izolacji końcowej przez ruch uzwojeń, pod warunkiem, że wystąpi wystarczający ruch przewodu uzwojenia aby zmienić pasmo przenoszenia parametrów sieci rezystancji, indukcyjności i pojemności (RLC) uzwojenia.

Praktycznie każdy typ transformatora posiada odmienną charakterystykę przenoszenia, zależną od struktury uzwojeń i rdzenia, które kształtują wartości rozproszonych impedancji wewnętrznych. Model elektryczny transformatora tworzą złożone i rozbudowane obwody RLC (rys.4), których częstotliwości rezonansowe ujawniają się w charakterystykach częstotliwościowych FRA. W charakterystykach przenoszenia możliwe jest jednak ogólne wydzielenie trzech obszarów. W zakresie niższych częstotliwości (do ok. 2 kHz) dominujący wpływ ma rdzeń, w obszarze średnich częstotliwości (do ok. 20 kHz) ujawniają się oddziaływania miedzy zwojowe, w wyższych (do ok. 1 MHz) jej kształt zależy od struktury poszczególnych uzwojeń (rys. 5.).

Podane zakresy są orientacyjne, i zmieniają się w zależności od wymiarów transformatora i parametrów uzwojeń. Standardy [2], [9] dopuszczają dwie alternatywne, porównywalne metody analizy odpowiedzi częstotliwościowej: SFRA i IFRA. Obie metody funkcjonują w podobny sposób, różnią się jedynie kształtem sygnału probierczego- sinusoidalny o zmiennej częstotliwości dla SFRA i impulsowy dla IFRA. Niskonapięciowy sygnał referencyjny (Uin) jest mierzony i podawany na jeden zacisk każdego uzwojenia, względem uziemionej kadzi, a odpowiedź (Uout) jest mierzona na drugim zacisku tego samego uzwojenia lub uzwojenia skojarzonego względem uziemionej kadzi. Pozostałe zaciski uzwojeń muszą być zwarte lub pozostać niepołączone. Dla obu metod wyznaczana i wytyczana jest funkcja częstotliwościowa amplitudy funkcji przenoszenia w postaci 20log(Uout/Uin) w decybelach oraz faza w postaci różnicy faz pomiędzy sygnałem referencyjnym i odpowiedzią, prezentowana w stopniach. Zakłada się, że obie metody pozwalają na uzyskanie satysfakcjonują-

82

Rys. 7. Schemat połączeń układu pomiarowego do wyznaczenia admitancji własnej uzwojeń przy zwartych pozostałych uzwojeniach. [9]

cych wyników, aczkolwiek metoda IFRA generuje miarodajne wyniki w paśmie częstotliwości powyżej 1 kHz. Sposób połączenia uzwojeń transformatora w trakcie pomiarów wpływa na impedancję transformatora i tym samym na charakterystyki przenoszenia. Norma PN-EN 60076-18 [9] rekomenduje jako standardowe pomiary wyznaczenie charakterystyk przenoszenia poszczególnych uzwojeń (end-to-end) przy rozwartych pozostałych uzwojeniach, zgodnie z rysunkiem 5. Napięcie wyjściowe, mierzone na rezystancji parametryzującej układ pomiarowy, wynoszącej zgodnie z normą 50 Ω, jest w zasadzie prądem uzwojenia mierzonego, wyznaczanym metodą techniczną. Iloraz tego napięcia i napięcia referencyjnego wyznacza admitancję uzwojenia mierzonego. Przy rozwartych i nieuziemionych pozostałych uzwojeniach (rys. 6), w zakresie niskich częstotliwości, jest to pomiar fazowego prądu wzbudzenia, zależnego od napięcia.

Norma wskazuje też pomiary ponadstandardowe, pozwalające na wyznaczenie indukcyjności własnej uzwojeń oraz pojemności i indukcyjności między uzwojeniami. Pomiar indukcyjności własnej uzwojeń wyznacza się w układzie podobnym do wcześniejszego, z tą różnicą, że przynajmniej jedno uzwojenie transformatora musi być zwarte, zgodnie z rysunkiem 7. W takim pomiarze, w zakresie niskich częstotliwości, charakterystyka przenoszenia wskazuje impedancję mierzonego uzwojenia. Pomiar sprzężeń pojemnościowych i indukcyjnych między uzwojeniami realizowany jest w układach pokazanych na rysunkach 8 i 9.

Norma 60076-18 [9] precyzyjnie określa sposób przeprowadzenia badań charakterystyk przenoszenia transformatorów, zakres badań metody kalibracji przyrządów i przewodów po-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Rys. 8. Schemat połączeń układu pomiarowego do wyznaczenia sprzężenia pojemnościowego między uzwojeniami [9]

Rys. 9. Schemat połączeń układu pomiarowego do wyznaczenia sprzężenia indukcyjnego uzwojeń [9]

Rys. 10. Charakterystyki częstotliwościowe admitancji własnej oraz fazy uzwojeń GN przy zwartych uzwojeniach DN.

Rys. 11. Charakterystyki częstotliwościowe admitancji własnej oraz fazy uzwojeń GN przy zwartych uzwojeniach DN przed i po próbach granicznej wytrzymałości zwarciowej.

miarowych przed badaniami oraz sposób zapisywania danych i tworzenia raportów. To wszystko ma pozwolić na wychwycenie różnic w charakterystykach odpowiedzi częstotliwościowej w poszczególnych zakresach częstotliwości umożliwiając identyfikację różnych typów uszkodzeń. Identyfikacja ta nie jest jednak oczywista, mimo wielu prac badawczych w tym obszarze, gdyż może być zakłócona błędami pomiarowymitu istotne znaczenie mają uziemienia, szczególnie przepustów mierzonych uzwojeń, oraz silnie zależy od typu transformatora, geometrii, zastosowanych materiałów, sposobu połączenia uzwojeń i punktu neutralnego oraz połączeń wewnętrznych – głównie przełącznika zaczepów. Ponadto na wynik pomiaru mają wpływ również przepusty, biegunowość uzwojeń oraz w nieznacznym stopniu temperatura. Należy też pamiętać, że pomiary rezystancji uzwojeń przy użyciu źródła stałoprądowego przed badaniami FRA mogą zakłócić badania charakterystyk częstotliwościowych wskutek pozostałego w rdzeniu strumienia resztkowego [3].

rystyk odpowiedzi częstotliwościowej, dokonano wstępnych badań w celu wprowadzenia tej praktyki do zakresu usług laboratorium. Badania zostały przeprowadzone na jednofazowym transformatorze specjalnym, o konstrukcji odmiennej od typowych transformatorów elektroenergetycznych. Pierwsze próby zostały wykonane w fabryce, kolejne w laboratorium- po transporcie przed próbami zwarciowymi, w trakcie prób zwarciowych, bezpośrednio oraz 36 godzin po próbach zwarciowych.

Przykład charakterystyki częstotliwościowej uzwojenia GN przy zwartym uzwojeniu DN przed i po transporcie pokazano na rysunku 10. Prezentowane charakterystyki nie są idealnie dopasowane, co nie musi oznaczać uszkodzeń wskutek transportu.

Różnice w obszarze niskich częstotliwości najprawdopodobniej wynikają z obecności magnetyzmu szczątkowego w rdzeniu transformatora wskutek wcześniejszych pomiarów rezystancji uzwojeń. Drobne różnice w obszarze wysokich częstotliwości mogą wynikać z różnicy temperatur wynoszącej ok. 30OC między laboratorium fabrycznym (wnętrzowym) oraz badawczym (napowietrznym, badania przeprowadzono zimą).

Podczas prób poszukiwania granicznej wytrzymałości zwarciowej (Ikr) badanego transformatora zaobserwowano wyraźne zmiany kształtu charakterystyk w zakresie wysokich częstotliwości (rys. 11), świadczące o lokalnych przesunięciach pojedynczych zwojów lub połączeń.

Dokładniejsza analiza tego zakresu częstotliwości, pokazana na rysunku 12, potwierdza zmiany w tym obszarze. Jednakże badania wykonane bezpośrednio po próbie zwarciowej nie

4. Przykładowe pomiary charakterystyk częstotliwościowych FRA

Laboratorium Urządzeń Rozdzielczych Instytutu Energetyki w Warszawie wykonuje próby wytrzymałości zwarciowej transformatorów dystrybucyjnych. Wychodząc naprzeciw obecnym praktykom innych jednostek badawczych [16] oraz rekomendacjom normy [9], która zaleca przeprowadzanie prób wytrzymałości zwarciowej wraz z pomiarem charakte-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

83

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 5. Podsumowanie i wnioski

Rys. 12. Charakterystyki częstotliwościowe admitancji własnej oraz fazy uzwojeń GN przy zwartych uzwojeniach DN przed i po próbach granicznej wytrzymałości zwarciowej.

mogą być traktowane jako referencyjne dla identyfikacji przemieszczenia uzwojeń, gdyż, zgodnie z rysunkiem 12, badania powtórzone po ostygnięciu transformatora, tj. 36 godzin po próbach wytrzymałości zwarciowej, wykazały inne zmienności w kształcie charakterystyk niż te wykonane bezpośrednio po próbach.

Spis literatury [1] Cigre TB 642 „Transformer Reliability Survey” WG. A2.37, Dec. 2015 [2] Cigre TB 445 „Guide for Transformer Maintanance” [3] Cigre TB 342 „Mechanical Conditioning Assessment of Transformer Windings” [4] Cigre TB 735 „Transformer post-mortem analysis” [5] P. Fegrigo, A. Hjortsberg, T. Fogelberg, „A legacy of transformation”, ABB review Specjal Report Transformers, Nov. 2012.

[6] PN-EN 60076-1:2011 „Transformatory - Część 1: Wymagania ogólne” [7] PN-EN 60076-5:2009 „Transformatory - Część 5: Wytrzymałość zwarciowa” [8] PN-EN IEC 60076-11:2019 „Transformatory - Część 11: Transformatory suche” [9] PN-EN 60076-18:2013 „Transformatory - Część 18: Pomiar odpowiedzi częstotliwościowej” [10] F. L. M de Andrade, E. G. da Costa, R. M. R. Barros, J. F. de Araujo, J. P. C. Souza, T. V. Ferreira, „Comparison between two transformer winding models for the determination of electromechanical forces using FEM”, The 20th Int. Symp. on High Voltage Engineering, Buenos Aires, Argentina, August 27 – Sept. 01, 2017.

[11] A. Klinowski, Z. Szymański, „Omówienie zagadnień związanych z zapewnieniem wytrzymałości zwarciowej w czasie prób zwarciowych”, Konferencja naukowo techniczna „Transformatory Energetyczne i Specjalne, Nowoczesne technologie i eksploatacja”, Kazimierz Dolny, 3-5 października 2018 r

84

Narażenia prądami udarowymi o dużej wartości są podstawową grupą narażeń mających istotny wpływ na trwałość i niezawodność transformatora. Badanie charakterystyk odpowiedzi częstotliwościowej transformatora może być skuteczną metodą identyfikacji uszkodzeń i deformacji mechanicznych w jego wnętrzu. Jest to metoda zalecana i znormalizowana oraz jest oceniana jako czuła i wrażliwa. Pozwala zatem na wiarygodne uzyskiwanie ważnych wyników pomiarów, które powinny być miarodajne bez względu na zastosowany przyrząd pomiarowy oraz umożliwiać analizę danych uzyskiwanych na różnych etapach życia transformatora. Należy jednak pamiętać, że Interpretacja wyników może być jednak różna, w zależności od typu transformatora. Czułość i wrażliwość metody wymaga też ponadstandardowego podejścia do realizacji pomiarów, uwzględniając szereg czynników mogących zakłócić pomiar i tym samym przekłamać wyniki. Najważniejszym zadaniem do zrealizowania w celu skutecznej diagnostyki integralności mechanicznej transformatora poprzez pomiar charakterystyk odpowiedzi częstotliwościowej jest zapewnienie ważności wyników pomiarów oraz ich systematyczne pobieranie.

Próba wytrzymałości zwarciowej transformatora wydaje się być najlepszą gwarancją jakości transformatora i jego odporności na najistotniejsze narażenie eksploatacyjne. Jest też bardzo dobrą okazją do wyznaczenia charakterystyk referencyjnych („odcisku palca”) dla danego typu transformatora oraz pozwala na wytyczenie możliwych granic tolerancji ich zmienności.

Dr inż. Waldemar Chmielak, Instytut Energetyki n

[12] Cigre WG. A2.4 Report ”Power Transformers technology review and assessments”, Electra 236, Feb. 2008 [13] F. L. M. Andradre, E. G. Costa, J.F. Araujo, J. P. C. Souza, T. V. Ferreira, „A Mathematical Modeling of the Number of Short Circuits Withstood by Transformer Windings” The 20th Int. Symp. on High Voltage Engineering, Buenos Aires, Argentina, August 27 – Sept. 01, 2017.

[14] Cigre WG. A2.26 TB 342 „Mechanical condition assessment of transformer windings using frequency response analysis (FRA)” Apr. 2008.

[15] Cigre WG. A2.44 TB 630 „Guide on transformer intelligent condition monitoring (TICM) systems” Sepr. 2015 [16] R.P.P. Smeets, A. Derviskadic, S. Subramany, „Veryfication of the short-circuit withstand capability of transformers”, Cigre Science & Engineering No 10 Feb. 2018 [17] S. Pramanik, L. Satish, „A critical review of the definition of FRA resonance frequency of transformers as per IEEE Std C57.149-2012” Electric Power Systems Research 121 (2015) [18] P. M. Vaca1* and E. E. Mombello, „Detection of faults in power transformers using frequency response analysis and time-frequency transformations” The 20th Int. Symp. on High Voltage Engineering, Buenos Aires, Argentina, August 27 – Sept. 01, 2017.

[19] Cigre WG. A2.49 TB 761 „Condition assessment of power transformers” Mar. 2019 [20] Omicron „FRANEO 800 PTM User Manual”, Ver. ENU 104505 04 [21] Megger „FRAX User’s Manual” ver. 2.4 June 2010.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Analiza możliwości prawidłowego odwzorowania właściwości magnetycznych rdzenia modelu 2D i 3D uzwojeń transformatora Streszczenie:

Celem artykułu jest przedstawienie metody modelowania indukcyjności uzwojenia transformatora z uwzględnieniem przenikalności magnetycznej zespolonej oraz konduktywności zastępczej. Badania były prowadzone w dwóch etapach. W pierwszym etapie badań przygotowany został model rzeczywisty cewki 24-zwojowej nawiniętej na rdzeń transformatora rozdzielczego. Odpowiedź częstotliwościowa cewki została zmierzona przy pomocy metody FRA (Frequency Response Analysis), następnie na podstawie otrzymanych charakterystyk częstotliwościowych obliczona została indukcyjność oraz rezystancja cewki w funkcji częstotliwości.

W drugim etapie opracowano model komputerowy cewki 2D oraz 3D oparty na metodzie elementów skończonych (MES). Przeprowadzone badania z uwzględnieniem zastępczych parametrów materiału rdzenia pozwoliły na dopasowania modelu 2D i 3D, czyli na uzyskanie odpowiadających sobie charakterystyk indukcyjności modelowanego uzwojenia w dziedzinie częstotliwości. Uwzględnienie w modelu 2D obecności pozostałych uzwojeń na innych kolumnach rdzenia w połączeniu z pojemnością związaną z tymi uzwojeniami pozwoliło na odwzorowanie rezonansu widocznego na charakterystyce indukcyjności uzyskanej na podstawie pomiarów. Otrzymane wyniki wskazują na konieczność stosowania zastępczych wartości parametrów materiału rdzenia w celu wykonania poprawnej symulacji. W wyniku przeprowadzonych badań zaproponowano metodę odwzorowania właściwości magnetycznych rdzenia transformatora, która może być wykorzystana do obliczeń odpowiedzi częstotliwościowej uzwojenia transformatora mocy w szerokim zakresie częstotliwości.

1. Wprowadzenie

Transformatory energetyczne stanowią jeden z fundamentalnych elementów systemu energetycznego. Bezawaryjna praca transformatorów warunkuje stabilną dostawę energii do odbiorców, dlatego konieczne jest prowadzenie stałego nadzoru oraz okresowych badań tych jednostek. Do powstawania uszkodzeń mechanicznych części czynnej transformatorów dochodzi głównie w wyniku występowania zwarć, ale także podczas przepięć, zdarzeń sejsmicznych lub innych wstrząsów (np. przy transporcie jednostki).

Odpowiednia diagnostyka transformatorów pozwala wykryć różnego rodzaju defekty oraz zapobiec pogłębianiu się uszkodzeń, które mogą prowadzić do poważnych awarii. Awarie transformatorów mocy prowadzące do wyłączenia danej jednostki z systemu niejednokrotnie generują bardzo wysokie koszty związane z jednej strony z przerwą w dostawie energii, a z drugiej z naprawą uszkodzenia. Ocena stanu technicznego transformatora mocy jest prowadzona przy użyciu wielu metod technicznych, co w połączeniu z metodami ekonomicznymi daje pełen pogląd na stan danej jednostki [1].

Metoda badania odpowiedzi częstotliwościowej FRA (Frequency Response Analysis) służy do oceny stanu mechanicznego części aktywnej transformatora, głównie uszkodzeń mechanicznych uzwojeń. Pomiar FRA stanowi obecnie jeden ze standardowych pomiarów poprodukcyjnych i okresowych transformatorów mocy. Na rynku dostępne są mierniki odpowiedzi częstotliwościowej, natomiast metody przeprowadzania pomiarów FRA zostały ustandaryzowane i opisane w normie IEC 60076-18 [2].

Metoda FRA jest metodą porównawczą i opiera się na porównaniu przebiegu zarejestrowanego na badanym obiekcie z przebiegiem referencyjnym.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

Różnice w otrzymanych charakterystykach mogą wskazywać na występowanie uszkodzeń mechanicznych części aktywnej badanego transformatora. Istotne jest, aby pomiar referencyjny został wykonany jeszcze w fabryce na nowo zbudowanej jednostce lub jednostce bliźniaczej. Uzyskany w taki sposób pomiar wzorcowy, tzw. fingerprint, pozwala na późniejsze okresowe sprawdzanie stanu mechanicznego danej jednostki.

Pomiar odpowiedzi częstotliwościowej może być przeprowadzany w kilku konfiguracjach, jednak najczęściej polega na podaniu niskonapięciowego sygnału sinusoidalnego na jeden koniec uzwojenia i zarejestrowaniu odpowiedzi na drugim końcu uzwojenia lub na wyjściu uzwojenia strony przeciwnej w funkcji częstotliwości.

Wyniki pomiarów FRA prezentowane są w postaci charakterystyk Bodego, gdzie amplituda obliczana jest jako skalarny stosunek sygnału mierzonego na wyjściu układu do sygnału podawanego na wejściu i prezentowane w postaci tłumienia w dB. Amplitudę przyjęło się oznaczać jako FRA. Przesunięcie fazowe odpowiedzi częstotliwościowej wynika z różnicy między sygnałami i przedstawiane jest w stopniach:

Charakterystyki częstotliwościowe zazwyczaj prezentuje się w skali logarytmicznej, co pozwala na analizę wyników dla wszystkich zakresów częstotliwości, od niskich aż do wysokich.

Obecnie badania związane z metodą FRA koncentrują się wokół poprawnej interpretacji zmierzonych odpowiedzi częstotliwościowych uzwojeń. Wykonując analizę wyników należy wziąć pod uwagę kilka zmiennych, takich jak

85

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 układ połączeń transformatora, geometria uzwojeń czy historia awarii i remontów. W praktyce oznacza to, że poprawną analizę wyników FRA jest w stanie wykonać tylko doświadczony diagnosta. Dąży się więc do opracowania narzędzi wspomagających poprawną interpretację wyników oraz zautomatyzowania samego procesu analizy poprzez rozwijanie bazy danych defektów jednostek i odpowiadających im zmian w wykresach FRA [3].

Pomocne w tym może być zamodelowanie aktywnej części transformatora przy użyciu metody elementów skończonych (MES) i uzyskanie odpowiedzi częstotliwościowej modelu. Odpowiednie dobranie parametrów fizycznych rdzenia używanych w symulacji ma zasadnicze znaczenie dla uzyskania prawidłowej odpowiedzi częstotliwościowej uzwojeń, a tym samym na zasymulowanie efektów dowolnej deformacji takiego uzwojenia. Wykonywanie kontrolowanych deformacji uzwojeń na obiektach rzeczywistych na dużą skalę jest trudne, zarówno ze względów ekonomicznych, jak i technicznych. Odpowiedzi częstotliwościowe przy zasymulowanych deformacjach, które odpowiadają rzeczywistym defektom, pozwalają na zbudowanie bazy uszkodzeń, która może być wykorzystana w narzędziach wspomagających interpretację wyników FRA [4,5].

W artykule przedstawiony został sposób wyznaczania równoważnych parametrów materiału rdzenia w celu dokonania komputerowej analizy zmian indukcyjności uzwojeń transformatora w szerokim zakresie częstotliwości.

Identyfikacja właściwości rdzenia jest oparta na komputerowych modelach referencyjnych FRA i metodzie elementów skończonych (MES). W celu umożliwienia porównania wyników odpowiedzi częstotliwościowej uzwojenia z odpowiedzią modelu komputerowego, rzeczywiste indukcyjności cewek porównano z indukcyjnościami obliczonymi w oprogramowaniu MES.

a)

b)

Rys. 1. Rzeczywisty model cewki: a) cewka nawinięta na pierwszej kolumnie laminowanego rdzenia pochodzącego z transformatora rozdzielczego, b) fabryczne uzwojenia osadzone na pozostałych dwóch kolumnach

a)

b)

2. Model rzeczywisty i komputerowy uzwojenia

W pierwszym etapie badań stworzony został model fizyczny cewki 24-zwojowej nawiniętej na laminowanym rdzeniu ferromagnetycznym. Na rys. 1 pokazana została badana cewka, która jest umieszczona na zewnętrznej kolumnie rdzenia. Na pozostałych kolumnach zamontowane są fabryczne uzwojenia transformatora: na środkowej kolumnie uzwojenie dolnego napięcia, natomiast na drugiej skrajnej kolumnie zarówno

86

Rys. 2. Odpowiedź częstotliwościowa cewki 24-zwojowej zmierzona metodą FRA: a) amplituda mierzonego sygnału w funkcji częstotliwości, b) przesunięcie fazowe w funkcji częstotliwości

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 a)

b)

Rys. 3. Indukcyjność (a) i rezystancja (b) cewki 24-zwojowej wyliczona z pomiarów FRA

uzwojenie niskiego jak i górnego napięcia. Wykorzystywany do badań rdzeń ma konstrukcję schodkową, pochodzi z transformatora rozdzielczego o mocy 800kVA i ma wymiary 961,2 x 1000 mm. Cewka została nawinięta na preszpanowej tulei zamontowanej na kolumnie rdzenia przy pomocy drutu nawojowego o przekroju prostokątnym pochodzącego z oryginalnego uzwojenia LV tego transformatora.

Tak przygotowany model fizyczny został zmierzony przy pomocy miernika FRAnalyzer firmy Omicron, tzn. został wykonany pomiar odpowiedzi częstotliwościowej uzwojenia w zakresie od 20Hz do 20MHz (Rys. 2). Sygnał pomiarowy został podany na początek cewki, a zarejestrowany na jej drugim końcu. Na podstawie otrzymanych charakterystyk częstotliwościowych obliczona została indukcyjność oraz rezystancja cewki w funkcji częstotliwości (Rys. 3).

Wyznaczenie indukcyjności i rezystancji rzeczywistej cewki ma kluczowe znaczenie w przeprowadzanych badaniach, ponieważ stanowi punkt odniesienia w kolejnym etapie badań, tj. tworzeniu modelu komputerowego części aktywnej transformatora.

Ze względu na przestrzenny i niesymetryczny rozkład pola magnetycznego w rdzeniu w celu wyznaczenia parametrów obwodowych R, L, C konieczne było stworzenie dokładnego modelu polowego badanej cewki. Model polowy powstał w oparciu o metodę elementów skończonych. Oprogramowaniem użytym do symulacji jest ANSYS Maxwell v. 19.0, w szczególności Eddy Current Solver 2D i 3D, który oblicza zmienne w czasie pola magnetyczne w danym przedziale częstotliwości. Rys. 4 oraz rys. 5 przedstawiają komputerowe modele badanej cewki

w 2D i 3D. Model 3D został wykonany w kartezjańskim układzie współrzędnych, a domena obliczeniowa została zredukowana do połowy modelu ze względu na symetrię obiektu.

Model 2D został wykonany w cylindrycznym układzie współrzędnych.

Dodatkowy zwój widoczny do prawej stronie modelu (rys. 5a) pozwala na zasymulowanie wpływu innych uzwojeń osadzonych na rdzeniu, w szczególności ich pojemności międzyzwojowych i do rdzenia, na odpowiedź częstotliwościową badanego uzwojenia.

Wpływ pojemności można zamodelować jako pojedynczy element, ponieważ podczas pomiarów uzwojenia są postrzegane jako skoncentrowana indukcyjność i pojemność.

3. Parametry rdzenia

W celu wykonania poprawnej analizy pola elektromagnetycznego zamodelowanego obiektu, czyli w celu otrzymania odpowiadających rzeczywistości parametrów cewki niezbędny jest dobór odpowiednich parametrów materiału rdzenia. Konieczne okazuje się przyjęcie zastępczych wartości zarówno przenikalności magnetycznej jak i konduktywności materiału.

Materiałem powszechnie wykorzystywanym do produkcji rdzeni transformatorów jest blacha elektrotechniczna krzemowa (Fe-Si) o zawartości krzemu około 3%. Przyjmuje się, że względna przenikalność magnetyczna tego typu materiału ferromagnetycznego wynosi od kilku do kilkunastu tysięcy (zależy od metody obróbki mechanicznej, wkładu chemicznego stopu, itp.), natomiast rezystywność ok. 0,5 μΩm, co można przeliczyć na konduktywność, która wynosi 2 MS/m. Należy jednak zauważyć, że rdzeń transformatora nie jest wykonany z litego materiału, ale z pakietu cienkich blach, które dodatkowo są od siebie odizolowane. Zasadne jest zatem przyjmowanie zastępczych wartości przenikalności magnetycznej i konduktywności.

3.1. Przenikalność magnetyczna zespolona

W badaniach przyjmuje się przenikalność magnetyczną zespoloną, którą oblicza się biorąc pod uwagę maksymalną zastępczą przenikalność materiału ferromagnetycznego, konduktywność i grubość blachy [6]:

Rys. 4. 24-zwojowy model 3D cewki w oprogramowaniu MES, a) domena obliczeniowa, b) siatka elementów skończonych

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

87

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Po rozdzieleniu na część rzeczywistą i urojoną: gdzie:

– przenikalność magnetyczna próżni, – przenikalność magnetyczna względna, – grubość blachy, – głębokość wnikania, .

Część rzeczywista reprezentuje zdolność materiału rdzenia do przewodzenia strumienia magnetycznego, podczas gdy część urojona przedstawia straty rdzenia generowane przez prądy wirowe. Rys. 6 pokazuje przenikalność zespoloną w funkcji częstotliwości.

W symulacji komputerowej zakłada się, że przenikalność materiału zmienia się wraz z częstotliwością tak jak część rzeczywista przenikalności zespolonej, a wartości przenikalności magnetycznej pokazane na rys. 6 są wprowadzone jako dane wejściowe do programu Maxwell dla każdej częstotliwości oddzielnie.

3.2. Konduktywność zastępcza

Rdzenie transformatorów wykonywane są z pakietu blach w celu zmniejszenia strat generowanych przez prądy wirowe indukowane przez zmienny w czasie strumień magnetyczny. Parametry techniczne blachy, z których wykonane są rdzenie podawane są przez producenta dla typowych wartości strumienia magnetycznego i częstotliwości. Należy jednak zauważyć, że warunki pracy oraz geometria urządzeń wykonanych z tych blach różni się od warunków, przy których wykonywane były pomiary zawarte w danych technicznych produktu. Z tego powodu można założyć, że konduktywność rdzenia laminowanego wynosi około 60% konduktywności pojedynczego arkusza blachy.

Obliczenia numeryczne pola elektromagnetycznego rdzeni laminowanych z uwzględnieniem efektu prądów wirowych wymagają bardzo dokładnej dyskretyzacji każdej blachy i przestrzeni pomiędzy blachami (izolacji). Taki za-

88

Rys. 5. 24-zwojowy model 2D cewki w oprogramowaniu MES, a) domena obliczeniowa, b) siatka elementów skończonych

Rys. 6. Przenikalność zespolona pakietu blach z materiału ferromagnetycznego (μr = 560, γ = 1,2•106 S/m, 2D = 0,23 mm) w funkcji częstotliwości

bieg jest często niemożliwy lub bardzo niepraktyczny ze względu na wciąż ograniczone możliwości obliczeniowe sprzętu komputerowego. Problem zbyt dużego skomplikowania modelu obliczeniowego uwzględniającego laminację rdzenia można rozwiązać zastępując rdzeń laminowany rdzeniem z litego materiału o odpowiednio zmienionej wartości konduktywności.

Rdzeń laminowany o konduktywności znamionowej γ można zastąpić rdzeniem litym o konduktywności zastępczej γzast gdy spełniony jest warunek [7]:

Plam = Pzast gdzie, Plam są to straty mocy w rdzeniu laminowanym o liczbie zwojów wynoszącej n, natomiast Pzast są to straty mocy w rdzeniu wykonanym z litego materiału.

Biorąc pod uwagę powyższy warunek po przekształceniach otrzymuje się prostą zależność między konduktywnością blachy, a konduktywnością zastępczą [7]:

γ zast =

γ n2

gdzie n jest liczbą blach w rdzeniu.

W symulacji zakłada się, że konduktancja zastępcza jest niezależna od częstotliwości i ma właściwości izotropowe.

4. Analiza uzyskanych wyników

Uwzględnienie zastępczych wartości parametrów materiału rdzenia przedstawionych w powyższym paragrafie pozwoliło na uzyskanie dwóch praktycznych wyników.

4.1. Dopasowanie modelu 2D oraz 3D

Dokładne odwzorowanie w analizie komputerowej zmieniającej się wraz z częstotliwością przenikalności magnetycznej zespolonej pozwoliło na dopasowanie modeli 2D oraz 3D. W szczególności pozwoliło na uzyskanie odpowiadających sobie charakterystyk indukcyjności badanego uzwojenia w dziedzinie częstotliwości. Na rys. 7 przedstawiono charakterystyki zasymulowanych in-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Rys. 7. Indukcyjność cewki 24-zwojowej w funkcji częstotliwości wyznaczona przy pomocy metody FRA oraz w modelu polowym 2D i 3D

dukcyjności oraz indukcyjności wyliczonych z pomiarów FRA. Indukcyjności wyznaczone na podstawie symulacji komputerowych 2D i 3D pokrywają się, odbiegają natomiast od charakterystyki uzyskanej z pomiarów w przedziale od 3kHz do 10kHz. W tym przedziale indukcyjność uzyskana z pomiarów cewki rzeczywistej widocznie maleje, odbiegając od teoretycznej zależności stopniowego zmniejszania się indukcyjności wraz ze wzrostem częstotliwości. Ten efekt, zwany często pierwszym rezonansem, spowodowany jest wpływem pojemności międzyzwojowych i do rdzenia związanych z obecnością pozostałych uzwojeń na rzeczywistym obiekcie [8].

Opracowanie modelu 2D dostarczającego wyniki równoważne z modelem 3D jest bardzo istotne, ponieważ pozwala na uproszczenie modelu komputerowego. Modelowanie części aktywnej transformatora w 2D jest często nawet konieczne, ponieważ skomplikowana konstrukcja rzeczywistego transformatora sprawia, że symulacja 3D jest obliczeniowo kosztowna i niepraktyczna.

Trwające wiele dni obliczenia numeryczne bardzo utrudniają przeprowadzanie badań, które mają na celu weryfikację różnych konfiguracji parametrów modelowanych obiektów, dlatego uproszczenie modelu jest tak istotne z punktu widzenia przeprowadzania próbnych, bieżących symulacji.

4.2. Symulacja rezonansu dla modelu 2D

Skonstruowanie modelu 2D w sposób pokazany na rys. 5 pozwoliło na odwzorowanie rezonansu widocznego na charakterystyce L(f) uzyskanej na podstawie pomiarów. Wprowadzenie dodatkowego zwoju reprezentującego obecność pozostałych uzwojeń na innych kolumnach w połączeniu z pojemnością związaną z tymi uzwojeniami pozwoliło na

otrzymanie wartości indukcyjności pokrywających się z modelem fizycznym cewki w szerokim zakresie częstotliwości (rys. 8), a co za tym idzie na skonstruowanie uproszczonego pod względem obliczeń numerycznych modelu polowego rzeczywistej cewki.

5. Podsumowanie

Opracowanie poprawnego modelu polowego badanego obiektu staje się początkiem rozważań nad stworzeniem algorytmu, który umożliwi otrzymanie odpowiedzi częstotliwościowej uzwojenia na podstawie wartości R, L, C uzyskanych z modelu polowego.

Każda deformacja czy uszkodzenie uzwojenia powoduje zmiany wartości R, L, C w obwodzie zastępującym uzwojenie, głównie pojemności zarówno międzyzwojowych jak i pojemności do rdzenia i kadzi. Możliwe jest więc odwzorowanie uszkodzeń mechanicznych uzwojeń transformatora poprzez zmiany tych parametrów uzyskiwanych z modelu polowego.

Katarzyna Trela Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny w Szczecinie Katedra Elektrotechnologii i Diagnostyki e-mail: katarzyna.trela@zut.edu.pl n

Literatura [1] Tenbohlen S., Coenen S., Djamali M., Muller A., Samimi M. H., Siegel M., Diagnostic Measurements for Power Transformers, Energies, 2016, DOI: 10.3390/en9050347.

[2] IEC 60076-18: 2012, Power transformers – Part 18: Measurements of frequency response.

[3] Gomez-Luna E., Guillermo A.M., Carlos G.G., Jorge P.G., Current Status and Future Trends in Frequency-Response Analysis with a Transformer in Service, IEEE Trans. Power Delivery 2013, DOI: 10.1109/TPWRD.2012.2234141.

[4] Siwei Liu, Yi Liu, Hua Li, Fuchang Lin., Diagnosis of transformer winding faults based on FEM simulation and on-site experiments, IEEE Trans. Dielectrics and Electrical Insulation 2016, DOI: 10.1109/TDEI.2016.006008.

[5] Hernanda I.G.N.S., Mulyana A.C., Asfani D.A., Negara I.M.Y., Fahmi D., Application of health index method for transformer condition assessment, TENCON 2014 - 2014 IEEE Region 10 Conference, Bangkok, 2014, DOI: 10.1109/TENCON.2014.7022433.

[6] Bjerkan E., Hoidalen H. K., Moreau O., Importance of a proper iron representation in high frequency power transformer models, Proc. of the 14th International Symposium on High Voltage Engineering (ISH2005), August 25-29, 2005, Beijing, China [7] Bermudez A., Gomez D., Salgado P., Eddy-Current Losses in Laminated Cores and the Computation of an equivalent Coductivity, IEEE Trans. On Magnetics, 2008, DOI: 10.1109/TMAG.2008.2005118 [8] Banaszak Sz., Gawrylczyk K. M., Wpływ parametrów rdzenia i innych uzwojeń transformatora na charakterystyki odpowiedzi częstotliwościowej uzwojenia, Przegląd Elektrotechniczny, nr 10, 2014, DOI: 10.12915/pe.2014.10.6

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

89

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Jakość oceny stanu mechanicznego uzwojeń transformatorów w aspekcie konfiguracji pomiaru odpowiedzi częstotliwościowej 1. Wprowadzenie

W czasie eksploatacji uzwojenia transformatora narażone są na siły dynamiczne powstałe na skutek zwarć lub przepięć, które mogą zdeformować uzwojenie, poluzować jego prasowanie lub uszkodzić izolację stałą, co może doprowadzić do wyłączenia jednostki z pracy, a w niektórych przypadkach nawet spowodować pożar [1]. Aby tego uniknąć, transformatory poddawane są kompleksowym badaniom diagnostycznym. Metoda FRA (frequency response analysis) jest obecnie podstawowym narzędziem diagnostycznym stanu mechanicznego transformatorów energetycznych. Na odpowiedź częstotliwościową sygnału wpływ mają wszystkie parametry elektryczne części aktywnej transformatora (rezystancja, indukcyjność, pojemność oraz sprzężenia) [2]. Ocena wyników pomiarów FRA polega na porównaniu danych referencyjnych z aktualnie zmierzonymi. Dane wzorcowe, tzw. fingerprint, powinny zostać dostarczone przez producenta transformatora, aby możliwe było wykrycie ewentualnych defektów powstałych w czasie transportu lub montażu jednostki. Ważne jest, aby zminimalizować błędy pomiarowe. W tym celu w 2012 roku Międzynarodowa Komisja Elektrotechniczna opublikowała międzynarodową normę dotyczącą wykonywania pomiarów FRA (IEC 60076-18: Power transformers – Part 18: Measurement of frequency response) [3]. Pomiary wykonuje się w układzie trójprzewodowym, aby w jak największym stopniu wyeliminować wpływ przewodów pomiarowych.

Schemat podłączenia urządzenia pomiarowego przedstawiono na rysunku 1. Sygnał niskonapięciowy o zmiennej częstotliwości podawany jest na początek uzwojenia i w tym samym miejscu zostaje zmierzony jako kanał referencyjny, a rejestracja sygnału wyjściowego następuje (zależnie od konfiguracji pomiarowej) na drugim końcu tego uzwojenia lub po stronie przeciwnej [4].

90

Rys. 1. Schemat podłączenia miernika FRA do transformatora

Pomimo uściślenia w normie wielu kwestii dotyczących parametrów mierników oraz wykonywania pomiarów pozostaje pewna dowolność w interpretacji niektórych zagadnień, co wynika z różnych podejść i doświadczeń producentów sprzętu pomiarowego. Jednym z takich aspektów jest liczba punktów pomiarowych w badanym przedziale częstotliwości. Celem artykułu jest określenie jaki wpływ na skuteczność wykrywania deformacji ma prawidłowe dobranie rozdzielczości wykonywanego pomiaru.

2. Przemysłowe rejestratory FRA

Na rynku dostępnych jest kilka urządzeń do pomiarów i analizy wyników. Najczęściej stosowane w przemyśle są rejestratory firm Omicron, Megger, Haefely i Doble przedstawione na rysunku 2.

Jak przedstawiono w tabeli 1, zakresy częstotliwości różnią się nieznacznie między sobą, a domyślny zakres badanego pasma częstotliwości jest w każdym przypadku taki sam. Większe różnice widać w możliwościach ustawień rozdzielczości wykonywanego badania. Pomiary dostarczone przez produ-

centa transformatora jako referencyjne mogą być zrealizowane innym urządzeniem diagnostycznym, niż wykonywane w późniejszym czasie badania eksploatacyjne. Różnice wynikające z domyślnych ustawień aparatury mogą niekorzystnie wpłynąć na interpretację wyników.

3. Pomiary na transformatorze 15/0,4 kV

W celu określenie wpływu liczby punktów pomiarowych na jakość oceny stanu mechanicznego uzwojeń, przeprowadzono pomiary na części aktywnej transformatora 15/0,4 kV, 800 kVA w warunkach kontrolowanych deformacji. Do badań użyto miernika FRAnalyzer firmy Omicron. W tabeli 2 przedstawiono zakresy pomiarowe częstotliwości, wraz z liczbą punktów na przedział, w których zostały wykonane badania laboratoryjne. Podczas interpretacji wyników pasmo częstotliwości najczęściej dzielone jest na 3 mniejsze zakresy (niskich, średnich i wysokich częstotliwości)[5].

Pasmo niskich częstotliwości od 1Hz do 10kHz dostarcza informacji o obwodzie

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Rys. 2. Przemysłowe mierniki FRA: a) Megger Frax 150; b) Haefely FRA 5310; c) DOBLE M5400; d) Omicron FRAnalyzer Tabela 1. Podstawowe parametry rejestratorów FRA Miernik

0.1 Hz – 25 MHz (20 Hz – 2 MHz) 10 Hz – 10MHz

Liczba punktów pomiarowych (domyślnie) do 32 000 punktów (1046 punktów) do 2000 punktów

10 Hz – 25 MHz (20 Hz – 2 MHz) 10 Hz to 20 MHz (20 Hz – 2 MHz)

do 1800 punktów (1000 punktów) do 2400punktów (1000 punktów)

Zakres częstotliwości

FRAX (MEGGER) FRA 5310 (Haefely) M5400 (DOBLE) FRAnalyzer (Omicron)

Rys. 2 a) b) c) d)

Tabela 2. Rozdzielczość pomiarów w badanych pasmach częstotliwości Zakres częstotliwości Liczba punktów

10Hz – 100Hz

100Hz – 1kHz

1kHz–10kHz

10kHz–100kHz

100kHz – 1MHz

1MHz –20MHz

300

50

50

50

50

50

50

600

100

100

100

100

100

100

1000 (domyślny)

50 (od 20Hz)

210

210

210

210

110 (do 2MHz)

1800

300

300

300

300

300

300

2400

400

400

400

400

400

400

magnetycznym transformatora. Najważniejsze pod względem stanu mechanicznego uzwojeń jest pasmo średnich częstotliwości od 10kHz do 600kHz. W tym zakresie można zaobserwować wpływ zmian pojemności lub sprzężeń magnetycznych wynikających z przesunięć uzwojeń. Pasmo wysokich częstotliwości od 600kHz do 2MHz obrazuje zmiany w układzie wyprowadzeń i połączeń oraz systemie pomiarowym.

Przeprowadzone badania zostały wykonane od najmniejszej możliwej liczby punktów na przedział tj. 50 do maksymalnej liczby 400 punktów na przedział.

Producent domyślnie przyjął liczbę 210 punktów na przedział, przy czym zakres najniższych i najwyższych częstotliwości został zredukowany w przedziale od 20Hz do 100Hz do 50 punktów i od 1MHz do 2MHz do 110 punktów.To posunięcie ze strony producenta wpływa na zmniejszenie czasu wykonywanego pomiaru bez straty rozdzielczości w istotnym dla diagnosty zakresie średnich częstotliwości.

Rys. 3. Różnice między badaniami przy różnej liczbie punktów w przedziale od 160kHz do 570kHz

Na rysunku 3 przedstawiono porównanie krzywych referencyjnych badanego transformatora wykonanych dla różnej rozdzielczości pomiaru. W porównaniu do rejestracji dla 1800 i 2400 punktów zauważyć można duże różnice dla po-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

miarów przy 300 i 600 punktach. Jest to spodziewane, ale pojawiają się również niewielkie niezgodności także w przypadku krzywej zarejestrowanej dla 1000 punktów, a zakres ten jest według producenta pomiarem domyślnym. Bada-

91

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 4. Podsumowanie

Rys. 4. Różnice między badaniami referencyjnymi przy różnej liczbie punktów w przedziale od 318kHz do 351kHz Tabela 3. Czasy wykonywania pomiarów w odniesieniu do liczby punktów pomiarowych Liczba punktów

300

600

1000

1800

2400

Czas wykonywania pomiaru

1min 05s

1min 55s

3min 15s

6min 05s

8min 35s

nie wykonane przy rozdzielczości 300 punktów różni się w minimach o ponad 10dB od pomiarów wykonanych w wysokiej rozdzielczości, a przy 600 punktach o około 5dB. Na rysunku 4 widać powiększone minimum lokalne przy 339kHz, różnica między pomiarem przy 1000 punktach, a 1800 i 2400 punktów to około 1,5dB. Aby ułatwić i przyspieszyć interpretację wyników opracowano szereg algorytmów do automatycznej oceny stanu technicznego transformatora [6]. Dzięki zastosowaniu automatyzacji metoda FRA może być bardziej dostępna dla mniej doświadczonych diagnostów. Niestety już różnice rzędu 1,5dB przy sumie wszystkich maksimów i minimów w pełnym badanym zakresie częstotliwości mogą niekorzystnie wpłynąć na ogólną ocenę stanu technicznego transformatora, zwłaszcza w przypadku stosowania metod matematycznej analizy wyników.

Trzeba także zwrócić uwagę na niewielkie gabaryty użytego do badań transformatora, jednostki dużej mocy mogą wykazywać jeszcze większe różnice w wykonywanych badaniach przy różnych ustawieniach pomiaru.

Oczywistym jest, że w trakcie wykonywania przemysłowej diagnostyki transformatora liczy się czas wykonywania pomiaru, a czym więcej punktów pomiarowych tym dłuższy jest wymagany czas. W tabeli 3 przedstawiono czasy trwania pomiarów przy różnych rozdzielczościach.

Jak można zauważyć w tabeli 3, funkcja czasu wykonywanego badania od liczby punktów jest prawie prostoliniowa.

92

W badaniu analizy odpowiedzi częstotliwościowej potrzebne jest wykonanie dużej liczby pomiarów, zalecane jest, aby na każdej fazie przeprowadzić pomiar ze strony wysokiego jak i niskiego napięcia, ze strony wysokiego napięcia przynajmniej w skrajnych położeniach przełącznika zaczepów co daje łącznie 9 pomiarów. Niemniej jednak w przypadku dużych jednostek większą część czasu zajmuje przełączanie przewodów, więc dłuższy czas konieczny na wykonanie rejestracji nie stanowi dużego problemu. Według autora, pomiary powinny być wykonywane w rozdzielczości co najmniej 300 punktów na rząd wielkościw zakresie średnich częstotliwości, a w przedziałach niskich i wysokich częstotliwości zakres ten może zostać ograniczony do 200.

W metodach porównawczych, takich jak omawiana analiza odpowiedzi częstotliwościowej ważna jest dokładność, ponieważ błędy pomiarowe badania referencyjnego oraz aktualnie wykonywanego sumują się na etapie analizy wyników. Ocena porównywanych przebiegów przez eksperta może być bardziej elastyczna, różnice w ilościach punktów pomiarowych mogą zostać wzięte pod uwagę i uwzględnione, natomiast w większości komercyjnych urządzeń, w ich oprogramowaniu zaimplementowane są algorytmy do automatycznej oceny stanu technicznego transformatora. Metody interpolacyjne wykorzystane do automatycznego porównania badań o różnej rozdzielczości mogą jeszcze bardziej wpłynąć na zwiększenie błędu. Autor zaleca, by stosować większą rozdzielczość pomiaru niż przyjęta przez producenta za domyślną. Jednocześnie nie jest wskazane zmniejszenie liczby punktów, poniżej zakresu domyślnego, chociaż może to zależeć od danego urządzenia pomiarowego. Jedyne uzasadnione zmniejszenie rozdzielczości pomiaru, aby zaoszczędzić czas może wystąpić w zakresie niskich i wysokich częstotliwości.

Ważne jest również, aby badania wykonywane były za każdym razem przy tej samej rozdzielczości pomiaru, co ułatwia porównanie wyników i precyzyjne określenie stanu technicznego części aktywnej transformatora.

Wojciech Szoka Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny w Szczecinie Wydział Elektryczny, Katedra Elektrotechnologii i Diagnostyki e-mail: wojciech.szoka@zut.edu.pl n

Literatura [1] Subocz J. praca zbiorowa: Transformatory w eksploatacji, Wydawnictwo Energo-Complex, Piekary Śląskie, 2007 [2] Banaszak S. Ocena stanu mechanicznego części aktywnej transformatorów metodą analizy odpowiedzi częstotliwościowej, Wydawnictwo uczelniane Zachodniopomorskiego Uniwersytetu Technologicznego w Szczecinie, Szczecin, 2016 [3] IEC 60076-18: Power transformers - Part 18: Measurement of frequency response, IEC standard 2012, [4] Omicron Franalyzer, sweep frequency response analyzer for Power transformer winding diagnosis, User Manual, OMICRON electronics, 2009.

[5] IEEE Guide for the Application and Interpretation of Frequency Response Analysis for Oil-Immersed Transformers, IEEE Std C57.149-2012, pp. 1-72, 2013 [6] Samimi M.H., Tenbohlen S., FRA interpretation using numerical indices: State-of-the-art, Electrical Power and Energy Systems 89: 115–125, 2017.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Utylizacja rozdzielnic napełnionych sześciofluorkiem siarki (SF6)

„Ziemi nie otrzymaliśmy w spadku od naszych przodków, wypożyczamy ją od naszych dzieci!”

(Mustafa Tolba UNEP 1970 r.)

W artykule przedstawiono zagadnienia związane z bezpieczną eksploatacją i utylizacją rozdzielnic wypełnionych sześciofluorkiem siarki (SF6). Omówiono właściwości gazu SF6, proces jego regeneracji i utylizacji oraz mechanizm odzysku gazu z eksploatowanego urządzenia. Omówiono unormowania prawne dotyczące poruszanej tematyki. Scharakteryzowano również metodykę badania parametrów gazu SF6 w warunkach polowych i laboratoryjnych.

1. SF6 a środowisko naturalne SF6 jest gazem nietoksycznym, niepalnym oraz przyjaznym warstwie ozonowej, jednak protokół z Kioto określił go jako gaz cieplarniany. Unia Europejska nałożyła więc obowiązek kontroli stosowania gazu SF6 w procesie produkcji urządzeń elektroenergetycznych, jednocześnie nie zakazując jego stosowania. SF6 nie zawiera związków chloru, zatem nie ma wpływu na zanikanie warstwy ozonu w stratosferze, jednak okres trwałości SF6 w atmosferze jest „nieskończenie” długi. Ze względu na środowisko naturalne jest to największa wada tego gazu. Już w 1995 roku stwierdzono w atmosferze 3,2 pptV SF6, co potwierdza, że w wyniku braku świadomości ekologicznej uwolniono pewną ilość tego gazu do atmosfery. Długi okres życia SF6 w atmosferze i absorpcja promieniowania podczerwonego powoduje, że potencjał termiczny tego gazu jest oszacowany dla okresu 100 lat na ponad 24 000 razy większy niż dla CO2 w odniesieniu do jednostki masy.

2. Regulacje prawne Wieloletnie doświadczenie w stosowaniu SF6 w elektrycznych urządzeniach rozdzielczych i sterowniczych wykazało, że minimalizujemy wpływ SF6 na środowisko, pod warunkiem, że zostały ustalone i są przestrzegane pewne podstawowe środki ostrożności i procedury. 16 kwietnia 2014r. ukazało się również Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 517/2014 w sprawie fluorowanych gazów cieplarnianych. W rozporządzeniu nr 517/2014

ustalono m.in. zakaz stosowania sześciofluorku siarki w takich przypadkach jak: w procesie odlewania magnezu, napełnianie opon lub okien, oraz zdefiniowano podejście do kontroli szczelności rozdzielnic wysokonapięciowych.

Rozporządzenie Wykonawcze Komisji (UE) z dnia 15 listopada 2015r. ustanawia minimalne wymagania dotyczące certyfikacji osób fizycznych dokonujących instalacji, serwisowania, konserwacji, napraw, likwidacji rozdzielnic bądź dokonujących odzysku gazu ze stacjonarnych rozdzielnic elektrycznych.

Postępowanie z SF6 regulują normy m. in. PN-EN 60480:2005E: „Wytyczne do kontroli i postępowania z sześciofluorkiem siarki (SF6) pobranym z urządzeń elektrycznych oraz wymagania techniczne dla SF6 przeznaczonego do ponownego użycia” to najważniejsza norma dotycząca sześciofluorku siarki.

Wprowadza wytyczne postępowania ze zużytym gazem oraz podaje wymagania jakościowe regenerowanego gazu. Opisuje również metody sprawdzenia stanu gazu zarówno stosowane na miejscu zainstalowania urządzenia, jak również metody czysto laboratoryjne.

Dodatkowo, norma podaje wymagania dotyczące przechowywania oraz transportu gazu. Z kolei PN-EN 60376:2006E „Wymagania dotyczące technicznego sześciofluorku siarki (SF6) przeznaczonego do urządzeń elektrycznych” opisuje parametry i sposób postępowania z technicznym gazem SF6. Dodatkowo PN-EN 62271- 4: 2014-03 „Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza” - Procedury postępowania z heksafluorkiem siarki (SF6) i jego mieszaninami” zawiera procedury postępo-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

wania z gazem SF6 podczas instalowania, rozruchu, normalnego i awaryjnego działania oraz likwidacji po zakończeniu eksploatacji wysokonapięciowej aparatury rozdzielczej. Zamieszczone w normie procedury są traktowane jako minimalne wymagania zapewniające bezpieczeństwo personelowi pracującemu z gazem SF6 i minimalizujące jego emisję do otoczenia.

3. Utylizacja rozdzielnic yy Rozpad termiczny SF6 W temperaturze 300 - 5000C rozpoczyna się proces rozpadu SF6 na składniki, przy czym stopień rozkładu jest wprost proporcjonalny do ilości doprowadzonej energii ∆E (tzn. temperatury). Temperatura w rdzeniu łuku elektrycznego w rozdzielnicy elektrycznej o dużej mocy osiąga wartość do 10 000oC. W tej temperaturze następuje całkowity rozpad cząsteczek gazu na atomy macierzyste siarki i fluoru, a następnie one ulegają jonizacji.

SF6 + ∆E = PRODUKTY ROZPADU (S, F2, SF2, S2F2, SF4, S2F10) Również wszystkie zawarte w gazie zanieczyszczenia, takie jak powietrze, para wodna, dysocjują w podobny sposób. Rozgrzane elektrody emitują dodatkowo pary miedzi, wolframu, grafitu i aluminium, dysze ulegają jonizacji. Po zgaszeniu łuku elektrycznego w obszarze chłodzenia, atomy zaczynają się łączyć ponownie i tworzą głównie SF6. Jednakże zachodzą także reakcje chemiczne ze znajdującymi się w gazie substancjami stanowiącymi

93

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019

Rysunek 1. Odzysk gazu z wyłącznika (fot. PROZON)

zanieczyszczenia. Rodzaj i ilość produktów wtórnych zależą od stężenia zanieczyszczeń. Najwięcej produktów rozpadu pojawia się w przedziale szyn zbiorczych, po automatycznym przerwaniu prądu wyładowania łukowego (zwarcia) przez wyłącznik, gdy nie zadziałała membrana ciśnieniowa i nie było wytopienia obudowy (nastąpiło wyłączenie obwodu). Gazu silnie zanieczyszczonego możemy się spodziewać po każdym rodzaju awarii z wystąpieniem łuku elektrycznego. yy Odzysk gazu z urządzenia elektroenergetycznego Gwarancja producenta typowej rozdzielnicy SN/WN waha się w przedziale 3 – 5 lat.

Okres, po którym producent zaleca przeprowadzenie pierwszego przeglądu w sytuacji bezawaryjnej pracy to 15 – 20 lat.

Ewentualną decyzję o naprawie bądź utylizacji rozdzielnicy podejmuje się na podstawie wykonanego przeglądu zgodnie z dokumentacją techniczno – ruchową producenta oraz zgodnie z przepisami wewnętrznymi właściciela.

Utylizacji rozdzielnicy dokonuje się, kiedy jej naprawa lub modernizacja nie jest uzasadniona ekonomicznie.

W sytuacji kiedy eksploatacja urządzenia stanowi realne zagrożenie dla obsługi, środowiska naturalnego lub nie gwarantuje stabilności dostawy energii elektrycznej decyzję o ewentualnej utylizacji podejmuje właściciel/eksploatujący urządzenie.

Do urządzeń służących do odzysku gazu z rozdzielnicy należy pompa próżniowa oraz jednostka transferu gazu SF6. yy Transport gazu i urządzeń SF6 to gaz techniczny – jest transportowany w butlach ciśnieniowych, w pozycji pionowej (z wyjątkiem zbiorników) spełniający wymogi ADR. Odzyskany SF6 to odpad niebezpieczny o kodzie 16 05 04* – zatem wymagany jest transport z pozwoleniami na prze-

94

Rysunek 2. Szkolenie dla personelu dokonującego odzysku gazu z urządzeń elektroenergetycznych (fot. PROZON)

Rysunek 3. Butle do odzysku gazu (fot.

PROZON)

Rysunek 4. Analizator jakości gazu SF6 (fot. PROZON)

Rysunek 5. Chromatograf gazowy (fot.

PROZON)

Analiza parametrów gazu SF6 Metody nielaboratoryjne

Metody laboratoryjne

Rysunek 6. Metody analizy parametrów gazu SF6

wożenie substancji (Ustawa z dnia 19 sierpnia 2011 r. o przewozie towarów niebezpiecznych). Rozdzielnica elektryczna przeznaczona do utylizacji to z kolei odpad niebezpieczny o kodzie 16 02 13*. Butle, w których transportowany jest odzyskany gaz wykonane są ze specjalnego materiału oraz są odpowiednio oznaczone.

Pierwotny SF6 yy zielony kołnierzyk yy kod odpadu 16 05 05 yy zawór DIN 477 nr 6 z mosiądzu Toksyczny SF6 yy żółty kołnierzyk yy kod odpadu 16 05 04* yy zawór DIN 477 nr 8 ze stali nierdzewnej

yy Analiza parametrów gazu Badanie składu gazu można wykonać techniką „polową” i laboratoryjną.

Metoda „polowa” jest mniej dokładna, polega na zastosowaniu rurkowych czujników chemicznych (SOF2 i SO2), detektorów przewodnościowych (CF4, SOF2 i SO2) oraz przenośnych spektrometrów podczerwieni (głównie SOF2).

Metoda laboratoryjna jest metodą precyzyjną i dokładną. Do metod laboratoryjnych należą: chromatografia gazowa, metoda Karla Fischera oraz miareczkowanie potencjometryczne.

Wykonanie badania gazu przy zastosowaniu chromatografu gazowego umożliwia obiektywną ocenę jakości gazu (skład i stężenie zanieczyszczeń)

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019 Regeneracja

Utylizacja

Zawartość yy H2O yy Produkty rozpadu yy Olej mineralny yy Powietrze yy Cząstki stałe

Zawartość yy Powietrze>6% yy Domieszki innych gazów fluorowanych yy Dziesięciokrotne przekroczenie parametrów normy

Tabela 1. Parametry gazu SF6 wymagane przez normy Techniczny SF6 PN-EN 60376

SF6 przeznaczony do ponownego użycia PN-EN 60480

1%

3%

Powietrze H20 Kwasowość wyrażona w HF Olej mineralny

200 ppmv

25 ppmw

200 ppmv

25 ppmw

7,3 ppmv

1 ppmw

25 ppmv

3,4 ppmw 10 ppmw

10 ppmw

oraz stanu aparatu. Metoda ta wymaga fachowego pobrania próbki gazu z obudowy badanego urządzenia. yy Zagospodarowanie SF6 Analiza składu gazu pozwala określić, czy badany gaz należy przeznaczyć do utylizacji czy do regeneracji. Regeneracja polega na usunięciu z gazu wody, produktów rozpadu, powietrza, oleju mineralnego oraz cząstek stałych.

W przypadku, gdy w gazie znajdują się domieszki innych gazów fluorowanych lub jego parametry dziesięciokrotnie przekraczają wartości wskazane przez normy, gaz należy poddać utylizacji.

Normy PN-EN 60480:2005E oraz PN-EN 60376:2006E określają, do jakich parametrów należy zregenerować odzyskany gaz. Po procesie regeneracji zostaje zostawiony certyfikat jakości, gwarantujący doprowadzenie gazu do parametrów wyznaczonych przez normy. yy Absorpcja i utylizacja produktów rozpadu SF6 Do pochłaniania związków gazowych w komorach gaszeniowych stosuje się sorbenty. Po ich pochłonięciu sorbent

staje się elementem niebezpiecznym dla zdrowia. Sorbent, torby z zebranymi pyłami oraz ircha lub czyściwa używane do wycierania należy gromadzić w zamkniętym pojemniku. Również pyły osadzone na powierzchniach demontowanych aparatów muszą być zebrane specjalnym odkurzaczem.

Sorbenty, zebrane pyły oraz czyściwo, muszą być poddane neutralizacji. Do neutralizacji stałych produktów rozpadu SF6 powinna być stosowana ciecz zasadowa.

Podsumowanie Sześciofluorek siarki (SF6) jest jednym z ważniejszych mediów używanych w elektroenergetyce.

Niestety oprócz wielu zalet SF6 posiada jedną znaczącą wadę – jest gazem cieplarnianym o bardzo wysokim współczynniku GWP (ang. global warming potential). Szczególną uwagę należy przywiązywać do szczelności urządzeń elektroenergetycznych, ich poprawnego działania oraz do umiejętności specjalistów dokonujących utylizacji gazu i urządzeń.

Rysunek 7. Węglan sodu Na2CO3 stosowany do sporządzania cieczy zasadowej z pojemnikiem do gromadzenia sorbentów i pyłów (fot. PROZON)

Artykuł opracowano na podstawie publikacji: Dra inż. Andrzeja Piechockiego pt. „Materiał szkoleniowy do opanowania przed egzaminem w celu uzyskania certyfikatu potwierdzającego kwalifikacje do wykonywania następujących czynności: odzysk fluorowanych gazów cieplarnianych SF6 za stacjonarnych i ruchomych rozdzielnic wysokiego napięcia” PROZON Fundacja Ochrony Klimatu, wydanie drugie, uzupełnione 2017r.

Anna Wójcik Krzysztof Grzegorczyk PROZON Fundacja Ochrony Klimatu Regeneracja, szkolenia, certyfikacja SF6 n

PROZON Fundacja Ochrony Klimatu jest samofinansującą organizacją pozarządowa, działającą od ponad 20 lat na rzecz ograniczenia emisji gazów szkodliwych dla środowiska, stosowanych w chłodnictwie i energetyce. Założenie Fundacji przez dostawców czynników chłodniczych stanowiło wyraz ich ekologicznej świadomości oraz potrzeby prowadzenia społecznie odpowiedzialnej działalności gospodarczej. Dzięki współpracy z setkami firm serwisowych w Polsce, które dokonują odzysku gazów chłodniczych, Fundacja regeneruje dziesiątki ton substancji szkodliwych dla warstwy ozonowej. Ta działalność pozwala ograniczać produkcję szkodliwych gazów.

Fundacja utrzymuje się z usług regeneracji, analiz laboratoryjnych oraz organizacji szkoleń dla branży chłodniczej i energetycznej.

Celem nadrzędnym szkoleń jest kreowanie odpowiedzialnych postaw i w konsekwencji ograniczenie emisji szkodliwych gazów.

W ramach międzynarodowego konsorcjum REAL Alternatives, Fundacja promuje innowacyjne i bezpieczne rozwiązania w chłodnictwie i klimatyzacji.

W Zgromadzeniu Fundatorów zasiadają firmy: Air Products Sp. z o.o., Linde Gaz Polska Sp. z o.o., Schiessl Polska Sp. z o.o.

Więcej na www.prozon.org.pl oraz https://www.facebook.com/PROZONFundacjaOchronyKlimatu/

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

95

EKSPLOATACJA I REMONTY

Hikoki Multi Volt nowa technologia zasilania narzędzi akumulatorowych Polski oddział firmy Hikoki wprowadza do sprzedaży nawą gamę elektronarzędzi pod nazwą Multi Volt. Jest to całkowicie nowa platforma elektronarzędzi akumulatorowych o napięciu 36V, zasilana nowymi dwunapięciowymi akumulatorami 36V/18V.

N

owe akumulatory Multi Volt zostały tak opracowane aby napięcie zasilania 18 lub 36 V mogło być zastosowane w zarówno w nowych konstrukcjach 36-woltowych, jak i dotychczas wytwarza-

96

nych narzędzia 18-woltowych. Nowe rozwiązanie techniczne polega na systemie połączeń ogniw litowo jonowych wewnątrz akumulatora. Odpowiednio dla narzędzi 36 V system łączy 2 x więcej ogniw szeregowo, na-

tomiast dla urządzeń 18 V – równolegle. Co najważniejsze wybór napięcia dokonywany jest automatycznie przez elektronikę akumulatora Multi-Volt. Z punktu widzenia użytkownika jest to bardzo wygodne, a przede wszystkim bezpieczne rozwiązanie.

Użytkownik nie jest zmuszony do dokonywania żadnych dodatkowych czynności typu przełączanie itd. zarówno w akumulatorze jak i samym narzędziu. Kolejną cechą nowych akumulatorów Multi Volt jest ich różna pojemność. W zależności od wybrania napięcie 36 V, dysponujemy pojemnością 2,5 Ah, zaś w wypadku 18 V – 5,0 Ah. Wymiary akumulatora są dokładnie takie same jak dotychczasowe akumulatory 18V, jedynie waga jest o kilkanaście gram wyższa. Akumulatory Multi Volt oferują moc na poziomie 1080W. Nowa platforma elektronarzędzi spod znaku Multi Volt to przede wszystkim wiertarko wkrętaki DS36DA oraz wersja z udarem DV36DA, szlifierki G3613DA, zakrętarki udarowe WH36DB, klucze udarowe WR36DA oraz WR36DB, pilarki C3606DA, tygrysice CR36DA jak również młotowiertarka DH36DPA. Urządzenia dostępne są w wyspecjalizowanej sieci dealerskiej Hikoki na terenie całego kraju.

Więcej o serii Multi Volt na stronie producenta: www.hikoki-narzedzia. pl/artykul/akumulatory-multi-volt n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019

Na bazie unikalnych zasobów badawczych Instytut Elektrotechniki zapewnia przedsiębiorcom przemysłu elektrotechnicznego i energetycznego silne wsparcie naukowo-badawcze, ukierunkowane na innowacyjne technologie, pozyskiwanie energii ze źródeł odnawialnych oraz elektromobilność. Wyspecjalizowana, doświadczona kadra naukowa i inżynieryjna, świadczy dedykowane usługi umożliwiające realizacje projektów związanych z profilem działalności Instytutu.

SIBA Polska Sp. z o.o.

ul. Grzybowa 5G , 05-092 Łomianki, Dąbrowa Leśna tel. 22 832 14 77, tel. kom. 601 241 236 e-mail: siba@siba-bezpieczniki.pl, www.siba-bezpieczniki.pl

ENERGIA ZAWSZE POD KONTROLĄ

Produkty

Rozdzielnice i szynoprzewody WN

Rozdzielnice SN w izolacji powietrznej

Rozdzielnice nN

Urządzenia prądu stałego

Szynoprzewody nN

Stacje kontenerowe

AUTOMATYKA ZABEZPIECZENIOWA I STACYJNA

Rozdzielnice SN w izolacji SF

Innowacyjne rozwiązania.

Gwarancja pewności i bezpieczeństwa, potwierdzona doświadczeniem.

Szynoprzewody SN

Inne urządzenia dla elektroenergetyki

ELEKTROBUDOWA jest uznanym producentem i dostawcą urządzeń elektroenergetycznych, w tym głównie rozdzielnic i szynoprzewodów WN, SN i nN, urządzeń prądu stałego i stacji kontenerowych dla sektora elektroenergetycznego (wytwarzanie, przesył i dystrybucja energii elektrycznej), szeroko rozumianego sektora przemysłowego (m.in. paliwowego, chemicznego, węglowego, metalurgicznego, papierniczego, mineralnego, itd.) oraz trakcji miejskiej i kolejowej.

ELEKTROBUDOWA SA

ul. Porcelanowa 12, 40-246 Katowice tel. 32 25 90 100 www.elektrobudowa.pl

ZEG-ENERGETYKA Sp. z o.o. 43-200 Pszczyna, ul Zielona 27 tel: +48 32 775 07 80 fax: +48 32 775 07 83 biuro@zeg-energetyka.pl www.zeg-energetyka.pl

ISSN 1732-0216 INDEKS 220272

Nr 2/2019 (117)

w tym cena 16 zł ( 8% VAT )

Wytrzymały przyrząd przenośny do prowadzenia inspekcji termograficznych z funkcją oznaczania zasobów w systemie Fluke Connect™

| www.urzadzeniadlaenergetyki.pl | • Właściwości wysokonapięciowe, procesy starzeniowe i markery stanów awaryjnych w cieczach izolacyjnych • Wybrane aspekty prób odbiorczych transformatorowych przesuwników fazowych – studium przypadku • Badanie odpowiedzi częstotliwościowej (FRA) transformatorów • • Ocena stanu transformatorów żywicznych za pomocą diagnostyki wyładowań niezupełnych przy użyciu mobilnego źródła napięcia testowego •

X KONFERENCJA NAUKOWO-TECHNICZNA „TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2019”

We właściwym miejscu.

O właściwym czasie.

Z właściwym przyrządem.

8-10 maja 2019 r. Ustka – Hotel Grand Lubicz

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2019 (117)

Im większy problem, tym szybciej trzeba go rozwiązać. Nowa kieszonkowa kamera termowizyjna Fluke to podstawowy przyrząd do wyszukiwania i usuwania awarii, dzięki któremu możliwość prowadzenia inspekcji termograficznych jest zawsze na wyciągnięcie ręki. Działaj prewencyjnie, a nie po fakcie.

Odwiedź stronę www.fluke.pl/PTi120 Obrazy w podczerwieni zostały zamieszczone wyłącznie w celach poglądowych i mogły nie zostać wykonane za pomocą przedstawionych modeli.

©2019 Fluke Corporation.

3/2019 6011979a-pl

ORGANIZATORZY

PARTNER KONFERENCJI

PATRONAT

117

Specjalistyczny magazyn branżowy