Technologie

Wpływ zanieczyszczeń stałych i wody na układ izolacyjny transformatora

W referacie przedstawiono wpływ zanieczyszczeń stałych i wody na układ izolacyjny transformatorów, zarówno w przypadku właściwości dielektrycznych olejów transformatorowych (głównie napięcia przebicia i współczynnika strat dielektrycznych oleju tg δ) jak i wytrzymałości izolacji papierowej. Przedstawiono również sposoby oznaczania cząstek stałych oraz zawartości wody w oleju i w izolacji papierowej .

Jednym z nieodłącznych elementów życia każdego transformatora powinna być ich kompleksowa diagnostyka. Nowoczesne systemy kontroli stanu technicznego transformatorów pomagają wydłużyć czas ich pracy, oraz zapobiegać ewentualnym awariom lub wyłączeniu jednostki z ruchu.

Diagnostyka oparta na badaniu oleju elektroizolacyjnego pozwala na wczesne wykrycie defektu transformatora. Jest to metoda bezinwazyjna nie wymagająca wyłączenia jednostki, a jednocześnie daje możliwość ocenić stan techniczny transformatora.

Zdjęcie 1. Próbki oleju transformatorowego przygotowane do analizy

1. Właściwości dielektryczne oleju transformatorowego

Olej transformatorowy odpowiedzialny jest za zapewnienie dobrej izolacji elektrycznej oraz za odprowadzenie ciepła, będącego konsekwencją różnicy temperatur pomiędzy olejem podgrzanym (część aktywna, uzwojeniami) a olejem schłodzonym (radiatory, chłodnice).

Zatem oleje elektroizolacyjne, które stosujemy w urządzeniach wysokonapięciowych powinny spełniać następujące funkcje:

  • izolacyjną,
  • chłodzącą,
  • substancji chroniącej izolację stałą przed dostępem wilgoci i powietrza,
  • substancji ułatwiającej gaszenie łuku elektrycznego,
  • wspomagającą ochronę przed korozją,
  • wspomagającą wytrzymałość izolacji celulozowych.

Aby te wszystkie funkcje wykorzystać olej używany w transformatorach musi charakteryzować się pewnymi parametrami. Powinien on mieć:

  • dobre właściwości izolacyjne, czyli wysokie napięcie przebicia oraz niską stratność dielektryczną,
  • brak zanieczyszczeń takich jak woda (czy to w formie wolnej czy zdyspergowanej), zanieczyszczenia stałe, rozpuszczone gazy, śladowe ilości metali lub substancje kwaśne,
  • proporcjonalnie małą lepkość przyczyniającą się do efektywnego chłodzenia,
  • niską temperaturę płynięcia, co pozwala zachować ciągłość pracy nawet w ujemnych temperaturach,
  • bardzo dobrą odporność na utlenianie, aby unikać częstej wymiany oleju,
  • bardzo dobre właściwości demulgujące, dzięki którym możemy łatwo odseparować pojawiającą się wodę,
  • możliwie jak najwyższą temperaturę zapłonu aby zminimalizować możliwość wystąpienia pożaru.

Stan układu izolacyjnego, zarówno oleju jak i stałej izolacji papierowej, decyduje o czasie życia transformatora. W przypadku transformatorów zaawansowanych wiekowo, nieprawidłowo eksploatowanych, przeciążanych lub po różnych zdarzeniach eksploatacyjnych np. zwarciach możemy zaobserwować, że silnie zdegradowany olej (w którym występują już produkty jego rozkładu) wraz  z fragmentami zestarzonej izolacji celulozowej mogą tworzyć zawiesinę cząstek stałych osadzająca się w postaci szlamu na uzwojeniach. Powoduje to zmniejszenie odległości między zwojami oraz pogarsza odprowadzanie ciepła. Ciągłe podnoszenie się temperatury na uzwojeniach oraz zwiększanie się stopnia zawilgocenia izolacji powodują szybszą degradację izolacji celulozowej.

Proces degradacji powoduje pogorszenie parametrów mechanicznych oraz utratę elastycznością (zanik początkowego naprężenia uzwojeń) co z kolei zmniejsza wytrzymałość mechaniczną i odporność na działanie prądów zwarciowych.

Pokrycie warstwą szlamu izolacji uzwojeń oraz innych elementów konstrukcyjno-izolacyjnych osłabiają wytrzymałość elektryczną układu izolacyjnego, obniżają rezystancję powierzchniową, czyli pogarszają właściwości izolacyjne.

2. Napięcie przebicia

Pomiar napięcia przebicia pozwala uzyskać nam informacje jakie naprężenie elektryczne bez wystąpienia przebicia może wytrzymać badany olej izolacyjny. Pomiar przeprowadzany jest w naczyniu wyposażonym w  dwie kuliste elektrody z  regulowaną odległością między nimi. Do tego naczynia wlewa się próbkę oleju  a do elektrod przykładane jest napięcie przemienne, którego wartość jest stopniowo zwiększana aż do momentu przeskoku iskrowego między elektrodami.

Zdjęcie 2. Aparat DTL 100 do pomiaru napięcia przebicia

Napięcie jest wyłączane natychmiast w momencie przebicia. Wartość uzyskana w  tym momencie jest naszym wynikiem pomiaru, która podlega ocenie    w porównaniu z zalecanymi wartościami określonymi w używanych przez nas normach. Każda norma (w tym przypadku PN-77/E-04408 Materiały elektroizolacyjne ciekłe – Pomiary napięcia przebicia(1)  dokładnie określa parametry wykonywania pomiaru, czyli wielkości i kształt elektrod, odległość miedzy nim, szybkość z którą narasta napięcie, ilość powtórzeń pomiaru i sposób mieszania próbki podczas pomiaru.

Zdjęcie 3. Napełnianie aparatu DTL 100 próbką oleju

Jednym z najłatwiejszych i najszybszych sposobów ustalenia zawartości zanieczyszczeń w oleju izolacyjnym, zwłaszcza w przypadku urządzeń eksploatowanych, jest właśnie pomiar napięcia przebicia. Zanieczyszczenia które maja wpływ na obniżenie się wartości napięcia przebicia to nic innego jak właśnie woda, zanieczyszczenia stałe (takie jak drobiny przewodzące, brud, śmieci, drobiny nieprzewodzące) oraz produkty uboczne utleniania i starzenia się oleju.

Zdjęcie 4. Aparat DTL C do pomiaru współczynnika start

Niska wartość napięcia przebicia wskazuję nam na konieczność wykonania dalszych analiz w celu dokładnego zdiagnozowania problemu. I tak zawartość wody możemy określić poprzez analizę oleju metodą Karla Fishera, natomiast zawartość cząstek stałych oraz produktów degradacji izolacji papierowej określamy poprzez analizę pozostałości pofiltracyjnych oleju pod mikroskopem.

Zdjęcie 5. Napełnianie aparatu DTL C próbką oleju

3. Współczynnik strat dielektrycznych oleju tg δ

Współczynnik strat dielektrycznych oleju tg δ jest to iloraz wartości prądów, które płyną w dielektryku po przyłożeniu napięcia przemiennego, czyli prądu czynnego strat Ir oraz prądu pojemnościowego Ic. Zatem tg δ jest miarą jakości oleju. Dla idealnego dielektryka, który nie posiada strat wynosi zero. Zjawiska takie jak termiczne starzenie, adsorpcja wody czy zanieczyszczenie pogarszają jakość dielektryka powodując podwyższenie się wartości jego współczynnika. Jest to zatem jeden z pomiarów wykorzystywany do oceny stanu technicznego układów izolacyjnych, czy to samego oleju czy całkowitej izolacji papierów-olejowej. Najczęściej wyznaczany jest przy częstotliwości 50 Hz. Norma stosowana w tym oznaczeniu to: PN-EN 60247 Ciecze izolacyjne – Pomiar przenikalności elektrycznej względnej, współczynnika strat dielektrycznych (tg delta) oraz rezystywność (2).

4. Wpływ wody oraz zawilgocenia izolacji papierowej na właściwości izolacyjne

Jednym z największych zagrożeń jakie mogą wystąpić w transformatorze jest zawilgocenie układu izolacyjnego. Może ono wystąpić na skutek nieszczelności kadzi lub w procesie rozpadu włókien celulozy (izolacji papierowej). W zależności od ilości wody i temperatury panującej w  transformatorze woda może występować  w trzech formach:

  • wody rozpuszczonej (jest niewidoczna w oleju, który wydaje się być czysty),
  • emulsji (pojawienie się mikroskopijnych kropel wody ~10 µm, które powodują powstanie mętnej fazy o mlecznej konsystencji),
  • wody wydzielonej (w wyniku największego zawilgocenia obserwujemy osadzanie się osobnej warstwy na dnie zbiornika).
Zdjęcie 6. Ślady emulsji na części aktywnej transformatora
Zdjęcie 7. Ślady emulsji na części aktywnej transformatora
Zdjęcie 8. Ślady emulsji na części aktywnej transformatora

Bez względu jaki rodzaj zawilgocenia występuje znacznie zmniejsza on właciwości izolacyjne oleju. Już przy stężeniu rzędu 0,1% wytrzymałość elektryczna maleje kilkukrotnie.

Kolejną konsekwencją występowania wody jest zagrożenie wystąpienia korozji, szczególnie w miejscach o najniższej temperaturze. Im niższa temperatura oleju tym względne nasycenie oleju jest najwyższe.

Woda również wpływa na stan izolacji papierowej transformatora. Dzieje   się tak dlatego że woda ciągle migruje pomiędzy celulozą a olejem. Już 2 % zawartość wody powoduje 3-krotne, a 3% – 30-krotnie szybsze starzenie się izolacji papierowej. W efekcie drgań występujących w trakcie pracy transformatora lub na skutek sił mechanicznych towarzyszącym udarom na mocno zestarzałej izolacji papierowej może zajść zjawisko odpadania jego warstw na dno transformatora. Warstwa papieru, którą pokryte są zwoje zmniejsza się, redukując wytrzymałość elektryczną między uzwojeniami. Utracona część izolacji zostaje zastąpiona cieczą izolacyjną, która ma mniejszą wytrzymałość niż papier.

Kolejną przykrą konsekwencją zawilgocenia a tym samym degradacji izolacji papierowej jest powstawanie w tym procesie wolnych atomów wodoru. Łączą się one z tlenem tworząc nowe, wewnętrzne źródło wody, napędzając tym samym mechanizm zawilgocenia.

Podsumowując występowanie wody w układzie izolacyjnym powoduje:

  • redukcję napięcie przebicia,
  • wzrost współczynnika stratności,
  • redukcję rezystancji,
  • wzrost dynamiki wyładowań niezupełnych,
  • większe prawdopodobieństwo wystąpienia pęcherzyków gazu w cieczy elektroizolacyjnej.

5. Wpływ zanieczyszczeń stałych na właściwości izolacyjne

Normalna eksploatacja transformatorów, mimo podejmowania zabiegów pielęgnacyjnych, nieuchronnie prowadzi do stopniowej degradacji izolacji a także zanieczyszczenia oleju.

Zanieczyszczenie oleju może być spowodowane między innymi obecnością cząstek stałych. Mogą mieć one pochodzenie wewnętrzne jak i zewnętrzne.

I, tak zanieczyszczenia wewnętrzne to między innymi:

  • cząstki metali i stopów, pochodzące z normalnego zużywania powierzchni trących (klatka wybieraków podobciążeniowego przełącznika zaczepów),
  • cząstki elastomerów, pochodzące z uszczelnień,
  • cząstki przegród filtracyjnych,
  • produkty degradacji oleju oraz izolacji papierowej.

Natomiast zanieczyszczenia zewnętrzne to miedzy innymi:

  • kurz (najczęściej krzemionka),
  • pyłki kwiatowe, części roślin, owady czyli wszystkie cząstki pochodzenia organicznego,
  • zanieczyszczenia dostające się wraz z dolewkami oleju.

Najczęstszą przyczyną przedostawania się zanieczyszczeń zewnętrznych jest:

  • nieszczelność kadzi, oraz wszelkich elementów obudowy
  • niewłaściwa wentylacja konserwatora zbiornika oleju
  • niewłaściwe uzupełnianie oleju

Zanieczyszczenie oleju cząstkami stałymi, które swoje źródło mają wewnątrz układu, po długoletniej eksploatacji może powodować powstanie zawiesiny koloidalnej w oleju elektroizolacyjnym. Kiedy przekroczony zostanie pewien poziom ich koncentracji wytrącają się one na aktywnej części transformatora.

Pojawiająca się w rezultacie tego zjawiska warstwa zanieczyszczeń na elementach wewnętrznych transformatora, która oddziałuje chemicznie i dielektrycznie, powoduje pogorszenie się rezystancji izolacji. Głównym zaś negatywnym skutkiem tego procesu jest pogorszenie się chłodzenia części aktywnej. Zaobserwować możemy również zmniejszenie się przekroju kanałów olejowych wewnątrz cewek. To zjawisko, plus powstanie warstwy zanieczyszczeń na powierzchniach izolowanych, powodują wzrost temperatury wewnątrz uzwojeń. W konsekwencji czego możemy zaobserwować wykonując badania DGA objawy rozległych przegrzań niskotemperaturowych, przy zachowaniu względnie niskiej temperatury oleju i braku wzrostu obciążenia. Jest to kolejna przyczyna bardzo dużego przyśpieszenia degradacji termicznej celulozy.

A konsekwencja tego głównie polega na skróceniu jej włókien, co powoduje przede wszystkim pogorszenie parametrów mechanicznych izolacji, oraz częściowy spadek wytrzymałości elektrycznej.

6. Sposób oznaczania wody w oleju i izolacji papierowej

Do oznaczenia zawartości wody w układzie izolacyjnym stosujemy normę PN-EN 60814 „Ciecze izolacyjne – Papier i preszpan nasycone olejem Oznaczanie wody za pomocą automatycznego miareczkowania kulometrycznego Karla-Fishera”(3). W oznaczeniu tym stosujemy Coulometr 899 jest to aparat firmy Metrohm. Pomiar zawartości wody oparty jest o reakcję Karla-Fishera. Metodę tą stosujemy zarówno do analizy oleju jak i izolacji papierowej. Woda, która jest obecna w badanym materiale reaguje z roztworem jodu i ditlenku siarki w mieszaninie imidazol/metanol tzw. Odczynniku Karla Fishera. Objętość tego odczynnika zużyta w reakcji z wodą jest podstawą do określenia zawartości wody w badanej próbce. Zawartość wody w oleju wyznaczana jest w ppm (ang. Parts per milion).

Zdjęcie 9. Aparat Culometr 899 do oznaczania zawartości wody
Zdjęcie 10. Zestaw do filtracji pod ciśnieniem

Jednostkę ppm należy rozumieć jako liczbę części wagowych na milion części wagowych. Obrazując to jeśli olej zawiera 5 ppm wody znaczy to, że aż 5 gramów wody znajduje się w jednej tonie takiego oleju.

W przypadku izolacji papierowej zawartość wody podawana jest jako procent wagowy. Zatem jest to masa wody w stosunku do całkowitej masy próbki izolacji celulozowej.

W zależności od tego na jakim etapie życia jest dany transformator oraz do jakiej grupy należy ma dokładnie określoną dopuszczają zawartość wody w oleju elektroizolacyjnym (tabela 1) wg zaleceń „Ramowej Instrukcji Eksploatacji Transformatorów” Gliwice 2012 (4).

Tabela 1. Dopuszczalne zawartości wody w oleju transformatorowym

  Grupa II >2,5 MVA Nie zaliczone do gr. I Grupa I ≥100 MVA oraz / lub ≥220 kV Grupa I ≥100 MVA oraz / lub ≥400 kV
Transformatory nowe oddawane do eksploatacji (po montażu) ≤ 10 ≤ 8 ≤ 6
Transformatory w eksploatacji ≤ 25 ≤ 15 ≤ 10

7. Sposób oznaczania zawartości cząstek stałych

I tu z pomocą przychodzą nam dwie normy:

  • PN-ISO 4407 Napędy i sterowania hydraulicznie Zanieczyszczenia cieczy roboczej Wyznaczanie zanieczyszczeń w postaci cząstek stałych metoda zliczania za pomocą cząstek stałych (5),
  • PN-ISO 4406 Napędy i sterowania hydrauliczne Ciecze robocze Metoda kodowania zanieczyszczeń w postaci cząstek stałych (6).

Oznaczenie to składa się z dwóch etapów. W pierwszej fazie za pomocą filtracji pod ciśnieniem zbieramy osad na sączkach. W dalszej części następuje analiza zanieczyszczeń przy użyciu mikroskopu firmy Opta-Tech – zdjęcie 11. Mikroskop wyposażony jest w kamerę z możliwością cyfrowej wizualizacji oraz obróbki obrazu próbki.

Zdjęcie 11. Mikroskop Opta-tech

Jak już wcześniej wspomniano rodzaje zanieczyszczeń mogą mieć różne pochodzenie, a co za tym idzie będą się różnić: rodzajem, kształtem, kolorem oraz wielkością. Przykładowe zanieczyszczenia stałe zostały zamieszczone w tabeli 2 (źródłem jest Rozdział 22 – Nadzór nad stanem maszyny i oleju Poradnika firmy Total (7).

Tabela 2. Rodzaj, wielkość, charakterystyka, źródła i pochodzenie cząstek stałych w oleju

Rodzaj cząstek Wymiary (mikrometry) Charakterystyka cząstek Pochodzenie cząstek
Cząstki pochodzące z normalnego użytkowania 10…20 Regularne kształty, powierzchnia gładka Normalnie zużywanie powierzchni trących
Cząstki zmęczeniowe 50…500 Płaskie łuski o nieregularnych kształtach Przeciążenie, zmęczenie łożysk
Cząstki zmęczeniowe 5…100 Kuliste Zmęczenie łożysk, polerowanie szczelin i pęknięć – alarmujący rodzaj zużycia
Cząstki ze zużycia ślizgowego 20…500 Cząstki powstające przy bardzo małych lub bardzo dużych prędkościach poślizgu Zużywanie powierzchni zębów kół zębatych
Cząstki ścierne 60…600 WióryRysowania powierzchni ostrymi krawędziami (pęknięcia, wyszczerbienia)
Cząstki blaszkowe 20…500 Powierzchnia płaska, grube Zużycie łożysk – rzadkie zjawisko
Czerwone tlenki metali 20…1000 Kształt dowolny, dość grube Korozja, degradacja dodatków pod wpływem wody
Czarne tlenki metali 20…500 Kształt dowolny, nieregularne Problemy z temperaturą pracy oleju
Produkty utleniania oleju 50…1000 Kształt dowolny, dowolna grubość Degradacja oleju pod wpływem temperatury i powietrza, krystaliczne działanie metali
Włókna o strukturze organicznej Poskręcane i pozwijane włókienka Migracja materiału przegrody filtracyjnej
Zanieczyszczenia mineralne 10…50 Kryształki krzemionki Zanieczyszczenia pochodzenia zewnętrznego
Zanieczyszczenia organiczne 20…100 Cząstki wydłużone i zaokrąglone Polimeryzacja składników oleju lub zanieczyszczenia zewnętrzne
Cząstki różne Dowolny kształt zależnie od pochodzenia Lakier, szkliwo, pasty uszczelniające, drewno, guma, skóra i inne

Na poniższych zdjęciach przedstawiono zdjęcia 12÷19 zanieczyszczeń, które mogą występować w oleju:

Zdjęcie 12. Zanieczyszczenia oleju świeżego
Zdjęcie 13. Zanieczyszczenia oleju po rocznej eksploatacji
Zdjęcie 14. Zanieczyszczenia pochodzenia organicznego
Zdjęcie 15. Zanieczyszczenia pochodzenia metalicznego
Zdjęcie 16. Zanieczyszczenia w oleju wymagającym filtracji
Zdjęcie 17. Zanieczyszczenia usunięte z oleju podczas obróbki
Zdjęcie 18. Zanieczyszczenia usunięte z oleju podczas obróbki
Zdjęcie 19. Pozostałości śrutu w oleju

8. Podsumowanie

Na długość życia każdego transformatora wpływa wiele czynników, ale najważniejszym i najmniej kosztownym jest dobra diagnostyka, a szczególnie oleju – możliwość wykonania badania bez wyłączenia transformatora z ruchu. Pozwala ona, na wczesne wykrywanie, a tym samym usuwanie problemów powstających podczas pracy transformatorów. Dlatego tak ważne jest dbanie o prawidłowy poziom zawilgocenia całej izolacji transformatora oraz stopień zanieczyszczenia cząstkami stałymi oleju, co efektywnie wydłuży nam czas eksploatacji transformatora.

Monika Żurańska, Ryszard Kozak ZREW Transformatory S.A.

Literatura

[1] PN-77/E-04408 Materiały elektroizolacyjne ciekłe – Pomiary napięcia przebicia.
[2] PN-EN 60247 Ciecze izolacyjne – Pomiar przenikalności elektrycznej względnej, współczynnika strat dielektrycznych (tg delta) oraz rezystywność.
[3] PN-EN 60814 Ciecze izolacyjne – Papier i preszpan nasycone olejem Oznaczanie wody za pomocą automatycznego miareczkowania kulometrycznego Karla – Fishera
[4] „Ramowa Instrukcja Eksploatacji Transformatorów” Gliwice 2012.
[5] PN-ISO 4407 Napędy i sterowania hydraulicznie Zanieczyszczenia cieczy roboczej Wyznaczanie zanieczyszczeń w postaci cząstek stałych metoda zliczania za pomocą cząstek stałych.
[6] PN-ISO 4406 Napędy i sterowania hydrauliczne Ciecze robocze Metoda kodowania zanieczyszczeń w postaci cząstek stałych.
[7] Rozdział 22 – Nadzór nad stanem maszyny i oleju Wiedzieć więcej – Poradnika firmy Total.
[8] Dombek G., Nadolny Z., Przybyłek P.: Wpływ zawilgocenia cieczy elektroizolacyjnej na sprawność układu chłodzenia transformatora. Electrical Engineering, 2016.
[9] Łopatkiewicz R., Nadolny Z., Przybyłek P.: Wpływ zawilgocenia izolacji papierowej na jej przewodność cieplną. Przegląd elektrotechniczny, 2010.
[10] Słowikowski J.: Kryteria zawilgocenia mineralnego oleju w transformatorze. Elektroenergetyka, 2011.
[11] Subocz J., Szrot M.: Identyfikacja obecności osadów w izolacji transformatorów energetycznych. PAK, 2011.
[12] Jaroszewski M.: Biodegradowalne oleje transformatorowe. Konferencja Naukowo-Techniczna – i-MITTEL, 2016.
[13] Skowron A., Kozak R.: Rola badań olejów elektroizolacyjnych w wykrywaniu defektów w transformatorze.

Click to comment

Leave a Reply

Twój adres email nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *

To Top