Analysis of the electrical insulating oil Aimed to detect the transformer failure
Streszczenie:
Badanie pobranej z transformatora próbki oleju pozwala na ocenę jego stanu technicznego. W trakcie badania mierzone są parametry elektryczne, chemiczne i fizyczne oleju, zawartość rozpuszczonych w nim gazów oraz związków furanu. Najbardziej wartościowa jest analiza stężeń rozpuszczonych gazów, gdyż pozwala wykryć szereg potencjalnych defektów, które można później potwierdzić innymi metodami. W referacie przedstawiono kilka przypadków takich analiz. Otrzymane wyniki porównano z wynikami przeprowadzonych rewizji wewnętrznych.
Słowa kluczowe: transformator energetyczny, diagnostyka, analiza gazów rozpuszczonych w oleju, parametry oleju.
Abstract:
Examination of the oil sample taken from the transformer allows for evaluation of its technical condition. During the tests the electrical, chemical and physical parameters of the oil, the contents of the dissolved gases and the furan compounds are measured. The analysis of dissolved gases is the most valuable because allows to detect a number of potential defects that can be confirmed later by other methods. The paper presents several cases of such analyzes. The obtained results were compared with the results of internal inspections.
Keywords: power transformer, diagnostics, dissolved gas analysis, oil parameters.
Wstęp
Jednym z najbardziej newralgicznych elementów sieci elektroenergetycznych są transformatory. Ich awaria bądź nieplanowane wyłącznie z eksploatacji wpływa nie tylko na pracę systemu elektroenergetycznego, ale również jest przyczyną istotnych strat finansowych wynikających z kosztów naprawy/odtworzenia urządzenia oraz niedostarczenia energii elektrycznej do odbiorców.
Dotychczasowa praktyka i doświadczenie pokazuje, że wszechstronne badanie oleju transformatorowego jest metodą, która ma zastosowanie zarówno na etapie wczesnego wykrywania symptomów nieprawidłowej pracy transformatora, jak i po jego wyłączenia przez zabezpieczenia. Badanie to obejmuje analizę gazów rozpuszczonych w oleju, oznaczenie zawartości pochodnych furanu, pomiar zawilgocenia oraz całego szeregu parametrów elektrycznych oraz fizykochemicznych. Jest to badanie o charakterze nieinwazyjnym, dzięki czemu szczególnego znaczenia nabiera podczas okresowej kontroli stanu technicznego transformatora.
W celu zilustrowania możliwości i jednocześnie ograniczeń w stosowaniu analizy oleju, w szczególności zaś analizy rozpuszczonych gazów, w celu wykrycia i rozpoznania defektu transformatora, zaprezentowano poniżej w referacie kilka przykładów rzeczywistych procesów diagnostycznych skonfrontowanych z wynikami rewizji wewnętrznej.
Analiza wybranych przypadków awarii transformatorów
Przypadek I
W trakcie eksploatacji transformatora o mocy 2,7 MVA, napięciu 30/0,66 kV i układzie połączeń Dyn5, zostało wykonane okresowe badanie chromatograficzne pobranej próbki oleju elektroizolacyjnego. Pomierzone stężenia gazów rozpuszczonych w oleju (tabela 1) wykazały przekroczenie wartości typowych przez wodór, etylen, etan, metan, propylen i dwutlenek węgla.
Tabela 1. Stężenia gazów pomierzone w próbce oleju pochodzącej z transformatora 2,7 MVA, 30/0,66 kV (przekroczenia wartości dopuszczalnych zaznaczono pogrubioną czcionką).
Interpretacja otrzymanych wyników przeprowadzona zgodnie z wytycznymi PN-IEC 60559 [2] wskazała na występowanie defektu cieplnego o temperaturze 300°C – 700°C. Dokładniejsze przyjrzenie się wartościom ilorazów charakterystycznych, wyznaczanych w tej metodzie sugeruje, że temperatura może przekraczać 700°C. Komplementarne zastosowane metody trójkąta Duvala (rysunek 1) i starszej edycji normy IEC [3] potwierdza tę sugestię. Suma gazów palnych przekraczająca 10000 ppm wskazuje wg [1] na stan przedawaryjny. W efekcie poczynionych spostrzeżeń została podjęta decyzja o wyłączeniu transformatora z ruchu i wykonaniu jego rewizji wewnętrznej.
Rys. 1. Trójkąt Duvala dla 2,7MVA
Podczas rewizji stwierdzono wypalone połączenie (aluminium z miedzią) na uzwojeniu regulacyjnym faza „V” i „W”, co udokumentowano na rysunku 2.
Rys. 2. Upalone połączenie (miedź-aluminium) na uzwojeniu regulacyjnym faza „V” i „W” transformatora.
Przypadek II
W trakcie eksploatacji transformatora blokowego o mocy 63 MVA, napięciu 121/30 kV i układzie połączeń YNd11, pobudzeniu uległ I i II stopień zabezpieczenia gazowo – przepływowego. Przeprowadzono kompleksowe badania obejmujące: pomiar rezystancji izolacji, prądów magnesujących, rezystancji uzwojeń, parametrów elektrycznych, fizykochemicznych oraz zawilgocenia oleju. Wyniki dotyczące badania oleju zamieszczono w tabeli 2. Rezultat analizy otrzymanych wyników był negatywny i nie wskazywał na występowanie problemów wewnątrz transformatora.
Tabela 2. Wyniki badania próbki oleju pobranej z transformatora 63 MVA, 121/30 kV
Przeprowadzona została również analiza chromatograficzna gazów rozpuszczonych w oleju, której wyniki zaprezentowano w tabeli 3. Wykazała ona, niewielkie w przypadku wodoru oraz zdecydowanie bardziej znaczące dla acetylenu, etylenu i propylenu przekroczenie typowych wartości koncentracji tych gazów. Stwierdzono również, że od poprzedniego badania (przeprowadzonego 2 miesiące wcześniej) przyrost sumy gazów palnych wyniósł 2000 ppm.
Tabela 3. Stężenia gazów pomierzone w próbce oleju pochodzącej z transformatora 63 MVA, 121/30 kV (przekroczenia wartości dopuszczalnych zaznaczono pogrubiona czcionką).
Interpretacja wyników przeprowadzona zgodnie z normą PN-IEC_60559 wskazała na występowanie wyładowania niskoenergetyczne (D1). Dodatkowo wykonane obliczenia i analizy przeprowadzone metodą trójkąta Duvala i starszej edycji normy IEC wskazały odpowiednio na: wyładowania niskoenergetyczne (D1) oraz wyładowania o małej i/lub dużej energii (kod 102), jako potencjalną przyczynę zadziałania zabezpieczenia gazowo – przepływowego. Uwzględniając powyższe oraz dynamikę zmian TCG zdecydowano się na przeprowadzenie rewizji wewnętrznej transformatora. W jej efekcie stwierdzono:
- ślady działania łuku elektrycznego (rys. 3a),
- uszkodzenie uzwojenia regulacyjnego (rys. 3b).
Rys. 3. Ślady działa łuku elektrycznego (a) oraz uszkodzenie uzwojenia regulacyjnego (b) stwierdzone podczas rewizji wewnętrznej transformatora blokowego.
Przypadek III
Transformator sieciowy o mocy 10 MVA, napięciu 110/16,5 kV i układzie połączeń YNd11 został w trakcie eksploatacji wyłączony przez zabezpieczenie gazowo – przepływowe. Wykonane pomiary elektryczne nie wykazały wystąpienia uszkodzenia w części aktywnej transformatora.
W następnym etapie procesu diagnostycznego przeprowadzono badania chromatograficzne próbki oleju. Dla pomiaru wykonanego po wyłączeniu transformatora nie stwierdzono przekroczenia żadnej z koncentracji gazów przyjętych jako typowe, jednakże zaobserwowano, od poprzedniego pomiaru, wykonanego miesiąc wcześniej, znaczący wzrost koncentracji acetylenu, wodoru i etylenu (tabela 4).
Tabela 4. Stężenia gazów pomierzone w próbce oleju pochodzącej z transformatora 10 MVA, 121/30 kV po wyłączeniu transformatora przez zabezpieczenie gazowo – przepływowe i miesiąc wcześniej.
Pomimo braku przesłanek do określenia typu defektu i licząc się z możliwością popełnienia błędu – pomierzone stężenia niższe od dopuszczalnych – przeprowadzono stosowne analizy metodą zalecaną w normie PN-IEC 60599 oraz dodatkowo metodami trójkąta Duvala (rysunek 4) i starszej edycji normy IEC. Uzyskane wyniki jednoznacznie wskazywały na wyładowania nisko- i/lub wysokoenergetyczne.
Została podjęta decyzja o wykonaniu rewizji wewnętrznej transformatora, podczas której stwierdzono, udokumentowane na rysunku 5:
- zbliżenie odpływu fazy L2 do konstrukcji rdzenia,
- widoczne ślady przeskoku łuku pomiędzy odpływem a konstrukcją rdzenia
Rys. 4. Trójkąt Duvala dla transformatora 10MVA
Rys. 5. Zbliżenie odpływu fazy L2 do konstrukcji rdzenia (a) oraz ślady przeskoku łuku pomiędzy odpływem a konstrukcją rdzenia (b) stwierdzone podczas rewizji wewnętrznej transformatora sieciowego.
Przypadek IV
W trakcie eksploatacji transformatora sieciowego 25/10/25 MVA, 110/30/15 kV o układzie połączeń YNyn0d11, wykonano pomiary termowizyjne. Pozwoliło to na zaobserwowanie anomalii temperaturowej (rysunek 6) na odpływie w fazie L3 – przyrost temperatury w porównaniu do pozostałych faz wyniósł ok 36°C.
W efekcie przeprowadzonych badań kontrolnych stwierdzono podskok rezystancji uzwojeń na fazie L3.
Właściciel transformatora pobrał niestety próbki oleju do badania tylko z kadzi głównej transformatora, co nie pomogło w tym wypadku w wykryciu i rozpoznaniu charakteru defektu. Pomiar fizykochemicznych parametrów oleju nie sugerował ich pogorszenia spowodowanego wzrostem temperatury. Podobnie wyniki pomiaru gazów rozpuszczonych w oleju (tabela 4) nie wykazały przekroczenie wartości typowych stężeń, co jest warunkiem koniecznym podjęcia podejrzenia o występowaniu defektu.
W celu wyjaśnienia przyczyny zaobserwowanego defektu cieplnego podjęto decyzję o przeglądzie izolatora przepustowego fazy L3. Stwierdzono brak połączenia na odpływie uzwojenia (rysunek 7).
Rys. 6. Anomalia temperaturowa na odpływie w fazie L3
Rys. 7. Wadliwe połączenie odpływu fazy L3
Wnioski
Na podstawie analizy zamieszczonych w artykule przypadków badań mających na celu określenie występujących w transformatorze defektów, można stwierdzić, że rzadko możliwe jest uzyskanie prawidłowej diagnozy na podstawie wyników tylko jednej metody badawczej.
Zamieszczone przykłady awarii potwierdzają, że spośród wielu możliwych do zastosowania metod diagnostycznych jedną z najbardziej przydatnych jest analiza gazów rozpuszczonych w oleju. Przykłady te, pokazują jednak też, że i ona nie w każdym przypadku może potwierdzić i rozpoznać charakter defektu. Przypadek IV daje dodatkowo wskazówkę, że miejsce pobrania oleju do badania chromatograficznego powinno być skorelowane z sugestiami innych metod, wskazujących potencjalną lokalizację defektu. Należy w związku z tym przypomnieć, że metoda DGA może być przydatna w diagnozowaniu także podobciążeniowych przełączników zaczepów oraz przepustów transformatorowych.
Praktycznie, niezależnie od zastosowanej metody diagnostycznej, dokładne zlokalizowanie defektu wymaga wyłączenia transformatora z ruchu i przeprowadzenia rewizji wewnętrznej. W pewnym, ograniczonym zakresie typów defektów, wstępne wytypowanie obszaru ich występowania możliwe jest przy zastosowaniu pomiarów termowizyjnych oraz (tu pominiętej w rozważaniach) metody akustycznej detekcji wyładowań niezupełnych.
Literatura
[1] Ramowa instrukcja eksploatacji transformatorów, Energopomiar – Elektryka, Gliwice, 2012.
[2] PN-IEC 60599:2010 Urządzenia elektryczne impregnowane olejem mineralnym w eksploatacji – wytyczne interpretacji analizy gazów rozpuszczonych i wolnych.
[3] T. Piotrowski, Metody wykrywania i rozpoznawania defektów w transformatorze na podstawie wyników analizy chromatograficznej gazów rozpuszczonych w oleju, Wyd. Politechniki Łódzkiej, Łódź 2013.
Ryszard Kozak, ZREW Transformatory S.A.
Filip Stuchała, Instytut Elektroenergetyki, Politechnika Łódzka
