Technologie

Podstawy oceny opłacalności modernizacji Transformatorów

opublikowany przez redakcja 20 listopada 2017 0 komentarzy

Polskie przedsiębiorstwa energetyczne eksploatują kilka tysięcy transformatorów średniej mocy, zawierających się w przedziale od 10 MVA do 80 MVA. Łączą one sieć przesyłową z siecią rozdzielczą. Najczęściej stosowane są transformatory o mocy 16 MVA , 25 MVA  oraz 40 MVA. Znaczna część tych transformatorów była wyprodukowana w okresie od późnych lat 1950 do końca lat 1980 w Zakładach ELTA w Łodzi. W większości przypadków transformatory pracowały przy niskim obciążeniu, które zwykle nie przekraczało połowy wartości mocy znamionowej. Cechą charakterystyczną tych konstrukcji jest to, że posiadają one znaczny zapas bezpieczeństwa izolacji. W tym okresie konstruktorzy pracowali w systemie gospodarki socjalistycznej i nie mieli motywacji aby stosować rozwiązania o konkurencyjnej cenie, a więc o małych rozmiarach i wadze, ale starali się zapewnić niezawodną pracę transformatorów pomimo dużych rozrzutów w jakości dostępnych materiałów izolacyjnych i nie zawsze powtarzalnej technologii produkcji. Mimo przekroczenia 30 lat służby, a więc zakładanego przez konstruktora technicznego czasu życia transformatora, izolacja wielu jednostek nie jest zestarzona i po wyczyszczeniu, wysuszeniu oraz doprasowaniu uzwojeń może jeszcze pracować przez wiele lat.

Czynnikiem decydującym o opłacalności dalszej eksploatacji takich transformatorów są straty biegu jałowego, które rozpraszają energię 24 godziny na dobę i 365 dni w roku. W pierwszych latach produkcji Zakłady ELTA na rdzeń magnetyczny stosowały blachę stalową walcowaną na gorąco, która powodowała kilkakrotnie większe straty w porównaniu do współczesnych zimno-walcowanych blach o zorientowanych domenach magnetycznych. W takim przypadku modernizacja jest nieopłacalna, ponieważ koszt wymiany rdzenia i uzwojeń jest porównywalny do kosztu nowej jednostki.

Innym istotnym problemem w eksploatacji starszych jednostek są odkształcenia uzwojeń, które powstają w wyniku działania siły dynamicznych powstających podczas zwarć sieciowych i przepięć. Po dłuższym okresie pracy celuloza traci elastyczność, przez co zanika początkowe sprasowanie uzwojeń, które zapewniało im odpowiednią wytrzymałość mechaniczną w czasie zwarć. Przesunięcie lub odkształcenie zwojów bądź cewek nie zawsze prowadzi do natychmiastowego elektrycznego przebicia izolacji, lecz w każdym przypadku powoduje zmniejszenie zaprojektowanych przerw olejowych. W rezultacie, ryzyko rozległej awarii i uszkodzenia transformatora rośnie z kolejnym przepięciem atmosferycznym lub zwarciem sieciowym. Należy przy tym podkreślić, że koszt wymiany uzwojeń jest na tyle wysoki, iż może zadecydować o nieopłacalności modernizacji.

Duże koszty wymiany jednostek transformatorowych skłaniają do maksymalnego wydłużania czasu eksploatacji istniejących jednostek, przy czym konieczność zachowania odpowiedniej niezawodności pracy zmusza do uzasadnionych nakładów remontowych i modernizacyjnych.

Opłacalność modernizacji transformatorów po dłuższej eksploatacji musi być zatem szacowana indywidualnie dla każdej jednostki, przy czym bardzo istotnym jej składnikiem  jest ocena stanu technicznego. Bowiem na jej podstawie ustala się zakres remontu oraz przewidywany okres eksploatacji przy założonych parametrach. Elementy te w dużej mierze warunkują sens całego zamierzenia.

Głównymi składnikami rzetelnej oceny stanu technicznego transformatora są nowoczesne metody diagnozowania stanu izolacji, uzwojeń, przepustów oraz przełącznika zaczepów. Wstępny szacunek wskazuje, że koszt zastąpienia wysłużonej jednostki nowym transformatorem jest około pięciokrotnie wyższy od kosztu modernizacji przedłużającej eksploatację o dalsze kilkanaście lat. Na pozór więc, decyzja o zmodernizowaniu transformatora wydaje się ekonomicznie oczywista, jednak dopiero szczegółowa analiza stanu technicznego transformatora w połączeniu z innymi czynnikami związanymi ze strategią działania firmy pozwala ostatecznie podjąć decyzję o wymianie bądź remoncie jednostki.  Warto przy tym podkreślić, że szacunkowy koszt badań i oceny stanu technicznego wynosi tylko około 5% kosztu modernizacji.

Niniejszy artykuł przedstawia generalne uwarunkowania rynkowe, które stymulują rewitalizację majątku sieciowego przedsiębiorstw dystrybucyjnych oraz produkujących energię elektryczną. Prezentuje również najważniejsze metody pozwalające dokonać kompleksowej oceny stanu technicznego oraz analizuje główne techniczno-ekonomiczne składniki kosztów modernizacyjnych, które mogą wspomagać proces decyzyjny w zakresie zarządzania populacją transformatorów.

Geograficzno-ekonomiczne usytuowanie polskiego systemu energetycznego w Europie stawia przed przedsiębiorstwami energetycznymi zadanie osiągnięcia w ciągu najbliższych lat standardów Unii Europejskiej w zakresie ciągłości dostawy energii przy jednoczesnym zmniejszeniu zatrudnienia oraz wypracowaniu zysku. W takiej sytuacji, uwzględniając kondycję ekonomiczną spółek i uwolniony rynek energii, wydaje się, że inwestycje w nowe, kosztowne elementy infrastruktury sieciowej (np. transformatory) muszą być rozciągnięte w czasie i odwlekane do momentu, kiedy wymiana istniejącego wyposażenia stanie się niezbędna.

W przypadku transformatorów decyzje takie można racjonalnie podjąć na podstawie listy rankingowej posiadanych jednostek, która ocenia transformatory pod kątem potrzeby modernizacji lub wymiany, koniecznych funduszy na ten cel oraz terminów realizacyjnych.  Istotnymi czynnikami przy ustalaniu listy rankingowej jest stan techniczny oraz znaczenie danej jednostki dla niezawodności działania sieci. Na rys. 1 pokazano przykładową, opracowaną przez grupę roboczą CIGRE, listę rankingową populacji 900 sztuk transformatorów o różnym stanie technicznym i znaczeniu dla zasilania odbiorców. Przyjęte wskaźniki pozwalają wyodrębnić z niej jednostki o znaczeniu krytycznym, które powinny być modernizowane bądź wymieniane w pierwszej kolejności. Są to przeważnie duże jednostki o zaawansowanym wieku eksploatacji. Natomiast w małych transformatorach rozdzielczych o niewielkim strategicznym znaczeniu dla zapewnienia ciągłości dostaw energii zalecane jest wykonywanie niewielkich prac serwisowych.

Rys. 1. Przykład wyznaczenia listy rankingowej transformatorów w eksploatacji [2,3]

Znaczącym elementem przy podejmowaniu decyzji o modernizacji bądź wymianie transformatorów są koszty eksploatacji, które przede wszystkim wytwarzają straty jałowe i obciążeniowe. Obecnie, w Polsce, koszty te nie są jednoznacznie skalkulowane, co jest pośrednim skutkiem obowiązującego systemu rozliczenia energii. Bowiem w przeważającej mierze nie obciążają one przedsiębiorstw dystrybucyjnych, a ponoszone są przez odbiorcę energii. W polskim systemie przesyłowym w wielu stacjach zainstalowane są dwa transformatory, które z reguły pracują przy stosunkowo niskim obciążeniu (~ 50% mocy znamionowej). W konsekwencji straty obciążeniowe są niewielkie, bo zależą od prądu obciążenia w kwadracie. Z drugiej strony najbardziej korzystna jest sytuacja, kiedy bieżący koszt strat obciążeniowych jest porównywalny do kosztu strat jałowych, co powoduje, że optymalny stosunek kosztu skapitalizowanych strat biegu jałowego do strat obciążeniowych jak 2:1. W przypadku gdy transformatory pracują przy wyższym średnim obciążeniu, jak np. transformatory blokowe w elektrowniach,  stosunek ten powinien być większy.

Największy koszt strat występuje w transformatorach rozdzielczych, ponieważ energia dostarczona do sieci niskiego napięcia została już obarczona kosztami przesyłu i transformacji. W krajach europejskich występują duże różnice w ocenie skapitalizowanego koszt strat w sieci rozdzielczej, ale w każdym przypadku stosunek kosztu strat biegu jałowego do strat obciążeniowych jest znacznie większy od 2:1 (tabela 1) [4]. Jest to niewątpliwie zasługą lepszego doboru mocy znamionowych transformatorów do istniejącego średniego obciążenia sieci.

Tabela 1. Skapitalizowny koszt strat w sieci rozdzielczej krajów UE [4]

W polskich uwarunkowaniach ekonomicznych przykład wyceny oszczędności wynikających ze zmniejszenia strat biegu jałowego transformatora podano ostatnio w [5]. Porównano w nim koszt strat generowany przez wyprodukowany w 1988 roku transformator 115/15 kV o mocy 40MVA (Pj = 32,1 kW), z identycznym, nowym transformatorem z roku 2005 (Pj = 12,9 kW).

Elementy kompleksowej oceny stanu technicznego transformatora

Badanie oleju transformatorowego

Ocena stopnia zestarzenia i zawilgocenia izolacji oraz występowania wielu niepożądanych procesów fizykochemicznych w transformatorze dokonywana jest na podstawie zawartości gazów rozpuszczonych w oleju i badań właściwości oleju, Należy tu podkreślić, że w wielu starszych jednostkach, rezultat tych badań często zależał od samej konstrukcji transformatora. Bowiem komora łącznika mocy podobciążeniowego przełącznika zaczepów (PPZ) transformatorów produkowanych np. przez Zakłady ELTA była wykonywana z papieru bakelizowanego, który pod wpływem wysokiej temperatury oleju ulegał deformacjom, co z kolei powodowało nieszczelność i przeciek oleju z komory łącznika mocy do kadzi transformatora. Co więcej, stosowano wspólny konserwator dla oleju z kadzi i oleju z komory łącznika mocy. Skutkiem tego, gazy palne powstające podczas gaszenia łuku w komorze łącznika mocy przenikały do oleju w kadzi transformatora i analiza chromatograficzna z reguły nie dawała poprawnych wyników. W transformatorach, które posiadają oddzielne komory przełącznika zaczepów problem ten zwykle jest mało znaczący. Niemniej jednak, niezależnie od konstrukcji, wyznaczanie wytrzymałości elektrycznej oleju, współczynnika strat dielektrycznych (tgδ), a także zawartości furanów (zwłaszcza 2FAL) pozwala na ocenę stopnia zestarzenia celulozy i oleju. Bardzo ważną czynnością jest sposób pobierania próbek oleju, ponieważ lotne gazy, takie jak wodór, mogą odparować z nieszczelnego naczynia i wówczas analiza chromatograficzna nie odzwierciedla rzeczywistego składu rozpuszczonych w niej gazów. Dlatego zaleca się stosowanie specjalnych, hermetycznych strzykawek oraz dołączonych do nich zestawu odpowiednich pojemników. Zawartość wilgoci w izolacji stałej można wyznaczyć pośrednio na podstawie określenia ilości wody w próbkach oleju. Metoda ta wymaga jednak szczególnej procedury przy pobieraniu próbek oraz dobrej znajomości historii pracy transformatora w ostatnich kilku miesiącach, co nie zawsze jest przestrzegane w praktyce pomiarowej.

Tabela 2. Typowe parametry oleju

Głównym pożytkiem z badania oleju jest możliwość wczesnego wykrywania szkodliwych procesów fizycznych i chemicznych występujących w transformatorze. Przede wszystkim dotyczy to takich zjawisk jak wyładowania niezupełne i łukowe oraz degradacja termiczna izolacji spowodowana lokalnym nadmiernym przyrostem temperatury. Identyfikacji tych procesów dokonuje się na drodze analizy chromatograficznej gazów rozpuszczonych w oleju (DGA).  Interpretacja wyników analizy (DGA) została zainicjowana przez Michela Duval’a z Instytutu Badawczego Hydro-Quebec w Montrealu, który opracował metodę graficzną zwaną „Trójkątem Duval’a” (rys.2). Obecnie istnieją różne procedury analityczne, które normalizowane są np. przez amerykańskie stowarzyszenie inżynierów elektryków (IEEE), Międzynarodową Komisję Elektrotechniczną (IEC) czy też normy rosyjskie. Istnieją także kody zaproponowane przez specjalistów takich jak Rogers lub Doernenburg. Ostatnio, coraz częściej, końcową diagnozę stanu izolacji na podstawie analizy DGA opracowuje się z uwzględnieniem różnych, wzmiankowanych wyżej metod, ale niezbędny jest specjalista o wysokich kwalifikacjach dysponujący specjalistycznym programem analitycznym [6].

Rys. 2. Trójkąt Duval’a do określenia rodzaju uszkodzenia na podstawie ilorazu zawartości gazów rozpuszczonych w oleju.

Badania izolacji stałej metodami polaryzacyjnymi

Stopień zawilgocenia izolacji stałej transformatorów można bezpośrednio wyznaczyć stosując różne warianty pomiarów zjawisk polaryzacyjnych. Powszechnie stosowana jest metoda FDS, która wykorzystuje  pomiar charakterystyki częstotliwościowej tgδ oraz C – pojemności izolacji w zakresie od 0.1 mHz do 5000 Hz. W szczególnych przypadkach, gdy izolacja papierowo-olejowa nie jest w stanie równowagi termodynamicznej lub w znaczący sposób zestarzona z osadami na powierzchni  celulozy celowe jest wykorzystanie charakterystyk czasowych prądów polaryzacji i depolaryzacji (PDC – Polarization Depolarization Current), a także pomiaru napięcia powrotnego polaryzacji przyrządem RVM (Recovery Voltage Method). Doświadczenia Energo-Complexu wskazują, że jednoczesne wykorzystanie przynajmniej dwóch wyżej wymienionych metod w znaczący sposób poprawia jakość szacowania zawilgocenia izolacji oraz stopnia zestarzenia celulozy [7]. Przykładowo, zastosowanie skojarzonego pomiaru  RVM+PDC pozwala w długo eksploatowanych transformatorach wyznaczyć rzeczywiste zawilgocenie izolacji oraz ewentualną obecność osadów na powierzchni celulozy. Należy zaznaczyć, że wszystkie te metody przeznaczone są do zastosowania w miejscu zainstalowania transformatora.

Na rysunku 3 pokazano przykładowe zmiany współczynnika strat dielektrycznych tgδ oraz pojemności w funkcji częstotliwości izolacji papierowo-olejowej transformatorów różnym stopniu zawilgocenia.  W przypadku badanych jednostek 10.5/115 kV o mocy 75 MVA (TR1, TR2, TR3) oraz 68 MVA (TREZ). wynosiła ona odpowiednio 1,2%, 3,2%, 1,4% oraz 3,1%. Pokazane na rysunku 2 charakterystyki ilustrują ogólną zasadę, że w miarę zwiększania się zawilgocenia celulozy w izolacji papierowo-olejowej ekstremum częstotliwościowej charakterystyki tgδ przesuwa się w stronę wyższych częstotliwości przy jednoczesnym dużym wzrostem pojemności układu.

Rys. 3. Zależność współczynnika strat dielektrycznych tanδ oraz pojemności CGN-DN od częstotliwości zarejestrowana dla czterech transformatorów blokowych

Rys. 4a. Przykład oszacowania zawilgocenia izolacji papierowo-olejowej w metodzie FDS. Dane wejściowe,

Rys. 4b. Przykład oszacowania zawilgocenia izolacji papierowo-olejowej w metodzie FDS. wyznaczenie ilości wody w papierze [13]

Zawartość wody w izolacji stałej transformatorów w metodzie FDS wyznacza się na drodze matematycznego modelowania charakterystyk tgδ, CGN-DN = f (f ) przy wykorzystaniu uproszczonego schematu X-Y izolacji głównej transformatora (rys.4).

Rys. 4. Przebieg napięcia powrotnego zarejestrowany dla czterech różnych zawartości wody w izolacji stałej transformatora.

Metoda RVM wykorzystuje pomiar wolnozmiennych procesów polaryzacyjnych w dziedzinie czasu oraz  rejestrowaniu spektrum polaryzacyjnego napięcia powrotnego UR. Spektrum uzyskuje się na drodze wielokrotnego powtarzania cyklu polaryzacji i depolaryzacji układu, przy czym czas polaryzacji w kolejnym cyklu powinien być coraz dłuższy. W ten sposób powstaje charakterystyka UR = f(tc), z której na podstawie wartości czasu tR, w którym notuje się maksymalną wartość napięcia UR, po uwzględnieniu temperatury pomiaru, określa stopień zawilgocenia izolacji (rys.4).

Rejestracja zmian w czasie prądu ładowania i rozładowania pojemności izolacji transformatora jest podstawą metody PDC. W tym sensie metoda ta jest znaczącym rozwinięciem stosowanych przez wiele lat pomiarów współczynnika R60/R15. Analityczne wyznaczenie przewodnictwa stałych elementów układu izolacyjnego (preszpan, papier) na podstawie różnicy prądów ładowania ipol i depolaryzacji idep jest podstawą szacowania ilości wody zgromadzone w preszpanie i papierze (rys.5). Bowiem, jak wykazano w pracy [14], przewodnictwo impregnowanego olejem preszpanu i papieru zależy tylko od dwóch czynników: zawartości wody oraz temperatury. Szczegółowy opis sposobu oszacowania zawilgocenia izolacji papierowo-olejowej z wykorzystaniem charakterystyk PDC podano w monografii „Ocena stanu technicznego i zarządzanie populacją transformatorów”, wyd. Ośrodek Badawczo-Rozwojowy Energetyki Piekary Śląskie, ISBN 978-83-924464-3-9, 2013.

Rys.5. Charakterystyka prądu ładowania (ipol), rozładowania (idep)oraz przewodnictwa (iprzew)izolacji transformatora(po lewej) oraz zależność konduktywności preszpanu od stopnia zawilgocenia (po prawej)

Teoretycznie wszystkie trzy metody polaryzacyjne powinny dawać takie same wyniki, jednakże pomiary w dziedzinie czasu i częstotliwości są równoważne tylko w przypadku istnienia równowagi termodynamicznej stężenia wody w oleju i celulozie oraz dla transformatorów bez nadmiernie zaawansowanych procesów starzeniowych. W rzeczywistości takie czynniki jak silna zależność przewodnictwa oleju i zjawisk relaksacyjnych od temperatury, oraz zależność procesów polaryzacji na granicy ośrodków, tj. na granicy preszpanu i oleju, od równowagi termodynamicznej stężenia wody w oleju i papierze powoduje pewne rozbieżności w wynikach uzyskanych z metod RVM, FDS oraz PDC [8, 9]. Obserwacje te potwierdza wykonana przez Energo-Complex analiza dużej populacji pomiarów, która wskazuje, że w niektórych przypadkach otrzymanie poprawnej diagnozy stanu zwilgocenia wymaga  jednoczesnego stosowania  co najmniej dwóch  metod (np. PDC wraz z FDS) [10].

Tabela 3. Typowe okresy między przeglądami i serwisami różnych typów PPZ

Z drugiej strony, z punktu widzenia ewentualnej decyzji o zakresie remontu,  spotykany rozrzut wyników uzyskanych różnymi metodami nie jest zbyt wielki, bo dla praktyki eksploatacyjnej istotne jest stwierdzenie czy nie przekroczono dopuszczalnej 3% zawartości wilgoci w preszpanie.

Wykrywanie odkształceń uzwojeń

Na rysunku 6 podano przykład awarii transformatora spowodowanej działaniem zwarciowych sił dynamicznych na uzwojenia, które utraciły dopuszczalne właściwości mechaniczne.  Parametry te zapewnia odpowiednie, początkowe sprasowanie konstrukcji uzwojenia. Jednak wskutek wieloletniego termicznego starzenia, celuloza zatraca sprężystość i siła nacisku szczęk prasujących ulega stopniowemu zmniejszeniu. Zaprojektowana przez konstruktora wytrzymałość na siły poosiowe maleje i zwykłe zwarcie w zasilanej przez transformator sieci może spowodować zniszczenie uzwojeń. Niewielkie odkształcenie uzwojeń na ogół nie powoduje natychmiastowego elektrycznego przebicia izolacji, jednakże zmniejszone rozmiary przerw olejowych oraz skruszony papierowy oplot miedzianych przewodów znacznie ją osłabia i kolejne przepięcie atmosferyczne bądź łączeniowe może spowodować jej uszkodzenie. Zatem wczesne wykrycie takich odkształceń pozwala uniknąć nadchodzącej awarii, kosztów z nią związanych oraz poprawić niezawodność zasilania odbiorców.

Pierwsze pomiary mające na celu wykrycie odkształceń uzwojeń za pomocą pomiarów admitancji uzwojeń w pewnym spektrum częstotliwości były prowadzone w latach 60-tych przez W. Lecha i L. Tymińskiego, którzy zapoczątkowali tą metodę diagnostyczną na świecie. Od czasu tych pionierskich badań zostały zbudowane zautomatyzowane przyrządy do rejestracji odpowiedzi częstotliowściowej (FRA – Frequency Response Analysis). Rejestrują one charakterystykę częstotliwościową funkcji przenoszenia lub admitancji uzwojenia przeważnie w zakresie częstotliwości 100Hz – 1MHz. Diagnoza przesunięcia uzwojeń polega na porównaniu charakterystyk rejestrowanych na tym samym uzwojeniu w pewnych odstępach czasu lub rejestrowanych na sąsiednich uzwojeniach fazowych czy też w bliźniaczych transformatorach. Zmiana geometrii określonych fragmentów uzwojenia powoduje bowiem zmianę funkcji przenoszenia w pewnym zakresie częstotliwości (rys.6). Pomiary wykonane w fabryce stanowią załącznik do dokumentacji jako krzywe wzorcowe, ułatwiające późniejszą interpretację pomiarów wykonanych po wielu latach eksploatacji.

Rys. 6. Odpowiedź częstotliwościowa uzwojenia GN transformatora 25 MVA, 115/6.6 kV, zarejestrowana przed (górny wykres) i po (dolny wykres) uszkodzeniu uzwojeń przez prąd zwarcia

Wyniki diagnostyki potwierdzające brak defektów wewnętrznych, brak odkształceń uzwojeń, oraz umiarkowane zestarzenie izolacji celulozowej kwalifikują jednostkę do modernizacji i przedłużenia jej „czasu życia”.

Charakterystyka elementów kosztów modernizacji

Uzdatnianie izolacji  suszenie uzwojeń i regeneracja oleju

Warunkiem sukcesu w przedłużeniu pozostałego czasu eksploatacji starych jednostek jest obniżenie stopnia zawilgocenia układu izolacyjnego. Przywrócenie odpowiednich parametrów olejowi elektroizolacyjnemu.

Mineralne olej elektroizolacyjne w trakcie eksploatacji  narażone są na wiele czynników degradujących ich właściwości fizykochemiczne i elektroizolacyjne. Procesy zachodzące w oleju pod ich wpływem nazywamy starzeniowymi.

Główne czynniki intensyfikujące procesy starzeniowe to: wysoka temperatura pracy, tlen (oksydacja), zawilgocenie, działanie pola elektrycznego oraz katalizujące działanie metali. Dominującą rolę w procesach starzenia oleju odgrywa utlenianie oraz temperatura. Zmiany fizykochemiczne wywołane procesem starzenia sygnalizowane są wydzielaniem kwasów organicznych również powstawaniem alkoholi, fenoli oraz prostych estrów. W początkowym procesie starzenia produkty te ulegają rozpuszczeniu w oleju. Następnie, w wyniku utleniania, wytrącają się nierozpuszczalne w oleju osady takie jak smoły asfalty i mydła. Produkty te posiadają odczyn silnie kwaśny i wpływają na znaczące przyspieszenie procesów depolimeryzacji celulozy. Powstałe nierozpuszczalne osady wytrącając się na powierzchni uzwojeń ograniczają zdolność odprowadzania ciepła przez co jeszcze bardziej przyspiesza proces degradacji izolacji stałej.

Kolejnym akceleratorem procesów degradacji izolacji stałej jest zawilgocenie. Przy 3% zawilgoceniu izolacji proces starzenia celulozy przebiega pięciokrotnie szybciej niż przy zawilgoceniu 1%. Zawilgocenie powoduje również wiele innych problemów takich jak efekt bomblowania prowadzący do ograniczenia obciążalności jednostki.

Niemal cała wilgoć jest zawarta w celulozie, a jedynie znikoma jej część przenosi się cyklicznie do oleju podczas zmian temperatury transformatora. Stosunkowo często stosowane wirowanie oleju podczas pracy transformatora nie jest w stanie usunąć wilgoci z celulozy i w krótkim okresie czasu po obróbce olej ponownie ulega zawilgoceniu. Dobre efekty daje natomiast suszenie izolacji w suszarni próżniowej.

W ostatnich latach Energo-Complex z powodzeniem stosuje technologię uzdatniania izolacji w miejscu zainstalowania obejmującą suszenie izolacji stałej oraz regenerację oleju.

W celu uzyskania efektu suszenia izolacji stałej transformatora stosowana jest kombinacja różnych metod suszenia tj. metody obiegowej oraz próżniowej z wytworzeniem głębokiej próżni w kadzi transformatora.

Oczyszczenie izolacji z zanieczyszczeń uzyskuje się równolegle prowadząc regenerację oleju.

Podgrzewanie części aktywnej odbywa się poprzez obieg gorącego oleju o temperaturze 85-90oC. Proces nagrzewania części aktywnej po przez obieg gorącego oleju poza efektem uzyskania odpowiedniej temperatury pozwala oczyścić izolację celulozową z nagromadzonych produktów starzenia. Efekt ten uzyskuje się prowadząc równolegle regenerację chemiczną oleju usuwającą na bieżąco zanieczyszczenia z oleju.

Grzanie części aktywnej realizowane jest do osiągnięcia temperatury optymalnej dla procesu suszenia jednakże bezpiecznej dla izolacji. Nagrzewanie za pośrednictwem oleju pozwala na wyrównanie temperatury całej części aktywnej a duża pojemność cieplna rdzenia i uzwojeń pozwala na prowadzenie cykli próżniowych nawet przez 18 do 24 godzin w optymalnym zakresie temperatur. Po uzyskaniu odpowiedniej temperatury transformatora należy możliwie szybko wypompować olej z kadzi. Następnie z wykorzystaniem pomp próżniowych uzyskać w kadzi maksymalną bezpieczną próżnię. Poziom próżni w kadzi transformatora kontrolowany jest za pomocą czujników zainstalowanych na zaworze olejowym. Pompa próżniowa zaopatrzona jest instalację umożliwiającą pomiar ilości wydzielonej wody podczas suszenia. Podczas procesu kontrolowana jest temperatura uzwojeń transformatora. Cykle nagrzewania i suszenia powtarzane są do uzyskania wymaganego stopnia wysuszenia.

Rys. 7. Przykładowa jednostka 110kV/SN 16 MVA po modernizacji wykonanej na miejscu zainstalowania z nowym układem chłodzenia.

Najczęściej proces kontynuowany jest do uzyskania zawilgocenia na poziomie poniżej 1,5%.

Po zakończeniu suszenia transformator napełniany jest pod próżnią dokładnie obrobionym olejem.

W trakcie trwania cykli suszenia próżniowego olej jest ciągle obrabiany i regenerowany w zbiorniku co pozwala na utrzymanie jego wysokiej temperatury oraz ciągłą poprawę jego parametrów. Proces regeneracji oleju składa się z odfiltrowania cząstek stałych, separacji cząstek polarnych przy wykorzystaniu materiału sorpcyjnego, próżniowego suszenia oraz odgazowania. Decydującym czynnikiem całego cyklu jest fizykochemiczny proces oczyszczania oleju przepływającego przez kolumny sorpcyjne, które tworzy glinka Fullera. Kolumna sorpcyjna może zregenerować w trakcie jednego cyklu dziesięciokrotność masy sorbentu. Regenerację prowadzi się do uzyskania parametrów fizykochemicznych oleju analogicznych jak dla olejów nowych.

Prowadzone równolegle procesy regeneracji oleju oraz suszenia i oczyszczania izolacji dają doskonały i długotrwały efekt poprawy kondycji układu izolacyjnego transformatora.

Rys. 8. Jednostki 110kV/SN 16 i 25 MVA z zainstalowanymi nowymi PPZ MR VIII Y

Wymiana radiatorów

W czasie wieloletniej pracy transformatora następuje sukcesywne osadzania się szlamu na wewnętrznych ściankach radiatorów. W rezultacie przekrój czynny radiatora ulega zmniejszeniu, pogarszają się warunki chłodzenia, a procesy korozyjne i degradacja mechaniczna (drgania) prowadzą do nieszczelności i wycieków oleju. Dlatego, z założenia, przed przystąpieniem do remontu radiatory należy uznać za wyeksploatowane i przewidzieć ich wymianę.  Wprawdzie koszt nowych radiatorów nie jest mały, ale naprawa zardzewiałych i mało sprawnych radiatorów jest praktycznie nieopłacalna.

Podobciążeniowy przełącznik zaczepów

Istotnych składnikiem kosztów modernizacji jest zakup lub generalny remont istniejącego podobciążeniowego  przełącznika zaczepów (PPZ). Koszt nowego przełącznika stanowi istotny odsetek wartości jednostki więc powstaje pytanie co do zasadności inwestowania takiej sumy w 40-letni transformator. Wymiana PPZ na miejscu zainstalowania jest jak najbardziej możliwa i w chwili obecnej Energo-Complex wykonuje tego typu modernizację jako standardowy element przedłużenia czasu życia jednostek transformatorowych tak w zakresie średnich jak i najwyższych mocy i napięć. Decyzja o wymianie lub remoncie – modernizacji PPZ w sposób oczywisty motywowana jest kwestiami finansowymi, jednakże od strony technicznej najważniejszym czynnikiem jest liczba operacji łączeniowych wykonywanych przez przełącznik. Ze względu nie tylko na niezawodność ale również koszty eksploatacji nowe konstrukcje przełączników zaczepów dają użytkownikom wymierne korzyści poprzez zwiększenie okresów pomiędzy przeglądami a dla konstrukcji próżniowych nawet całkowitą eliminację kosztownych operacji serwisowych dlatego też wybór ścieżki postępowania wobec PPZ dokonywany jest w każdym przypadku indywidualnie. Dla jednostek kluczowych oraz pracujących w warunkach dużych wahań obciążenia i napięcia oraz związaną z nimi duża liczbą przełączeń PPZ rekomendowana jest wymiana urządzenia na nowe a w uzasadnionych przypadkach na wykonane w technologii próżniowej.

Dla jednostek pracujących w warunkach niewielkich wahań napięcia i co za tym idzie przy stosunkowo niewielkich ilościach łączeń remont i modernizacja istniejącego PPZ daje zadowalające efekty . Praktyka eksploatacyjna dowodzi, że uszkodzeniom najczęściej ulegają napędy PPZ. Dlatego wymiana napędu na nowy oraz remont pozostałych elementów PPZ w wielu wypadkach wystarczają dla uzyskania satysfakcjonującej poprawy niezawodności pracy. W ten sposób, za relatywnie niską cenę można otrzymać urządzenie, którego okres eksploatacji będzie porównywalny z przewidywanym okresem pracy remontowanego transformatora.

Analiza kosztów modernizacji w zależności od stanu technicznego transformatora

Sposób postępowania przy podejmowaniu decyzji o modernizacji transformatora można zaprezentować na przykładzie typowego transformatora o mocy 25 MVA, 110/15 kV, który pracował przez 30 lat w sieci przy niewielkim obciążeniu i nie ulegał poważniejszym awariom. Kolejność czynności decyzyjnych oraz szacunkowy koszt modernizacji przedstawiono w postaci algorytmu na rysunku 9.

Rys. 9. Analiza kosztów modernizacji w zależności od stanu technicznego transformatora, na przykładzie typowej 30- letniej jednostki 25 MVA, 110/15 kV

Wnioski

Polskie przedsiębiorstwa zajmujące się rozdziałem energii jak również wiele zakładów przemysłowych stoją wobec problemu wymiany bądź modernizacji kilku tysięcy wysłużonych transformatorów średniej mocy.

Decyzja o wymianie bądź modernizacji transformatora stanowi istotny czynnik przy planowaniu budżetu przedsiębiorstwa. Wybór ten zależy zarówno od stanu technicznego transformatora jak i od wynikających z kosztów awarii w ruchu oraz niedostarczonej energii wymagań dotyczących jego niezawodności. 

Podjęcie racjonalnej decyzji wymaga wykonania specjalistycznych badań stanu technicznego transformatora, obejmujących ocenę strat biegu jałowego, badanie oleju transformatorowego, badania izolacji stałej metodami polaryzacyjnymi, wykrywanie odkształceń uzwojeń oraz ocenę stanu podobciążeniowego przełącznika zaczepów. Koszt takich badań stanowi znikomo mały odsetek kosztów modernizacji, a dostępne w metody badawcze pozwalają specjalistycznym przedsiębiorstwom na rzetelną ocenę stanu badanego transformatora.

Przeprowadzenie takiej oceny stanu technicznego transformatorów, które przekroczyły 25 do 30 lat eksploatacji pozwoli przesiębiorstwom na zakwalifikowanie jednostek do wymiany bądź modernizacji i planowanie niezbędnych środków inwestycyjnych bądź operacyjnych na nadchodzące lata.

Modernizacja transformatorów konstruowanych i budowanych w latach 60 do 90 ubiegłego wieku ze względu na względnie małe zużycie oraz zastosowane w nich zapasy konstrukcyjne w wielu wypadkach daje doskonałe rezultaty wydłużając ich „czas życia” o okres zbliżony do żywotności projektowanej nowych mocno „zoptymalizowanych” jednostek.

Literatura

  1. Miśkiewicz M.: „Europejskie Systemy Elektroenergetyczne – Podstawowe Dane Porównawcze”, Elektroenergetyka, Nr. 2, tom 53, 2005, s. 11-43.
  2. CIGRE SC A2 Transformers WG 20: „Economics of Transformer Management”, ELECTRA, Nr. 214, 2004, s. 51-59.
  3. CIGRE Technical Brochure No. 227: „Guide for Life Management Techniques for Power Transformers”, Paryż, 2003.
  4. Dziura J., Spałek D.: „Cechy szczególne transformatorów optymalnych”, VI Konferencja „Transformatory Energetyczne i Specjalne”, Kazimierz Dolny, 2006, str. 95-112.
  5. Gadula A.: „Remonty, modernizacje czy zakup nowych transformatorów”, VI Konferencja „Transformatory Energetyczne i Specjalne”, Kazimierz Dolny, 2006, str. 195-204.
  6. Piotrowski T., Mosiński F.: „Multistage Methods of DGA”, Międzynarodowa Konferencja „Transformer 03”, 18-21 maja 2003, Pieczyska, s. 56-81.
  7. CIGRE Technical Brochure No. 254: „Dielectric Response for Diagnostic of Power Transformers”, Paryż, 2004.
  8. Blennow J., Ekanayake C., Walczak K., Garcia B., Gubański M: „Field Experiences With Measurements of Dielectric Response in Frequency Domain for Power Transformer Diagnostics”, IEEE Trans. Vol. PWRD-21, Nr. 2, 2006, s. 681-688.
  9. Feser K., Neumann C., Tenbohlen S., Filipowski A., Mościcka-Grzesiak H., Tatarski L., Gubański, S., Karlsson, L.: „Reliable Diagnostics of HV Transformer Insulation for Safety Assurance of Power Transmission System, Rediatool -European Commission Research Research Project”, CIGRE paper D1-207, Paryż, 2006.
  10. Subocz J., Malewski R., Szrot M., Płowucha J.: „Doświadczenia w ocenie stopnia zawilgocenia izolacji transformatorów”, Przegląd Elektrotechniczny Konferencje, 1/4, (2006), s. 241-244
  11. Malewski R., Szrot M., Płowucha J.: „Lokalizacja Odkształcenia Uzwojeń Transformatorów Metodą Funkcji Przenoszenia”, Konferencja Naukowo-Techniczna Transformatory w Eksploatacji, 23-25 kwietnia 2003, Sieniawa, s. 47-61.
  12. Malewski, R., Szrot M., Płowucha J.: „Badanie odkształceń uzwojeń transformatorów mocy metodą FRA oraz ocena wyników”, Energetyka, nr. 6, 2004, s. 341-345.
  13. Koch M: “Measuring and analyzing the dielectric response of power transformers”, Workshop Diagnostic Measurements on Power Transformers, 21-22 October 2008, Feldkirch, Austria, presentation No.8
  14. Zhukowski P, Kołtunowicz P, Gutten M., Sebok M., Jan Subocz J.,Szrot M.: „Oszacowanie zawartości wilgoci w impregnowanym olejem izolacyjnym preszpanie na podstawie pomiarów konduktywności stałoprądowej”, PAK, vol.59, Nr 2, (2013), s. 137-141

Ryszard Malewski, Jan Subocz, Marek Szrot , Janusz Płowucha

Warto zobaczyć

Zostaw komentarz