Monitoring wodoru i wody w oleju transformatorowym jako skuteczna metoda wczesnej identyfikacji rozwijających się uszkodzeń

Wprowadzenie:

W ostatnich latach obserwuje się wzmożone zainteresowanie systemami monitoringu transformatorów, będące wynikiem przyjętych tendencji związanych z cyfryzacją w zarządzaniu majątkiem oraz nowoczesnych technologii dostarczających niezawodne i efektywne rozwiązania w tym zakresie. Referat omawia celowość monitorowania wodoru oraz wody w oleju transformatorowym, jako jednej z metod predykcyjnego zarządzania stanem technicznym transformatorów, prowadzącego do minimalizacji ryzyka wystąpienia awarii i poważnych w skutkach przerw w zasilaniu. Autorzy podają przykłady zjawisk zachodzących we wnętrzu transformatora, których wystąpienie generuje wodór dowodząc celowości stosowania selektywnego czujnika wodoru w postaci H2, jako rozwiązania pozwalającego na niezawodną ocenę trendów i identyfikację potencjalnych zagrożeń. Urządzenie monitorujące wodór w sposób selektywny oraz wodę w oleju stanowi skuteczne rozwiązanie dla ogólnej oceny stanu technicznego transformatora, niosące istotną wartość dla użytkownika transformatora w odniesieniu do relatywnie niewielkich kosztów jego zakupu. Monitoring wodoru i wody w oleju może być stosowany jako rozwiązanie prewencyjne, wszędzie tam gdzie inwestycja w układy monitorujące wiele lub wszystkie istotne gazy palne powstające w oleju jest ekonomicznie nieuzasadniona.

Wstęp

Transformatory energetyczne stanowią kluczowe elementy sieci elektroenergetycznej i są krytyczne dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju na drodze od generacji, poprzez przesył, aż po dystrybucję energii elektrycznej. Pomimo, że transformatory są projektowane z założeniem kilkudziesięciu lat ciągłej pracy, jak każde urządzenie podlegają zjawiskom starzeniowym oraz narażone są na uszkodzenia, z których najbardziej zagrażające bezpiecznej eksploatacji i zwiększające ryzyko awarii są procesy degradacji systemu izolacji olejowej-celulozowej oraz zjawiska związane z utratą wytrzymałości izolacji dielektrycznej. Olej transformatorowy oprócz podstawowych funkcji związanych z transmisją ciepła oraz izolacją dielektryczną, jest również doskonałym medium niosącym informację o stanie technicznym transformatora, ponieważ są w nim rozpuszczone gazy palne generowane
w określonych proporcjach podczas normalnej eksploatacji oraz w przypadku rozwijających się uszkodzeń – w większych ilościach i składzie zależnym od ich charakteru. Tym samym, bieżące monitorowanie stanu oleju jest kluczowe dla wczesnej identyfikacji zjawisk niepożądanych pozwalając na zarządzanie flotą transformatorów w sposób prewencyjny, właściwie kierując środki remontowe i unikając kosztownych wyłączeń awaryjnych.

Generacja gazów w transformatorze

Zarówno olej mineralny, jak i celuloza mają strukturę cząsteczkową bazującą na węglu oraz bogatą w wodór jak pokazano na rys.1.

Celuloza wykazuje wysoką wrażliwość na ciepło, tlen oraz zawilgocenie. Wysoka temperatura wzmaga procesy starzenia termicznego. Z kolei tlen i woda przyspieszają rozkład łańcuchów celulozy w zjawiskach oksydacji i hydrolizy, generując więcej wody, kwasów i innych produktów rozkładu dalej napędzających procesy starzeniowe. Izolacja ciekła również podlega zjawiskom rozkładu w wyniku np. niezupełnych lub łukowych wyładowań elektrycznych. W tabeli 1 przedstawiono przykładowe zjawiska niepożądane wraz z gazami generowanymi w oleju podczas ich występowania.
Podstawowym narzędziem oceny stanu technicznego transformatora jest analiza składu gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) z próbki oleju pobranej z transformatora i zazwyczaj wykonywana w laboratorium metodą chromatografii. Rodzaj gazu jaki powstaje w transformatorze zależy od temperatury towarzyszącej zjawiskom niepożądanym w nim występującym. Dla niższych temperatur, a więc zjawisk o niższej energii, obserwuje się głównie generację wodoru, ponieważ rozrywane są najsłabsze wiązania cząsteczkowe pomiędzy wodorem a węglem. W ogólnym przypadku natomiast, oprócz innych bardziej złożonych form, które nie budują gazów palnych, powstają rodniki H●, CH3●, CH2●, CH● czy C●, które następnie rekombinują tworząc cząsteczki gazów palnych. Im wyższa energia reakcji tym wyższe energetycznie wiązania: od H-H dla wodoru, poprzez CH3-H, CH3-CH3, CH2=CH2 (etylen), aż po CH≡CH (acetylen).
Podsumowując powyższe rozważania, wodór jest gazem charakterystycznym dla zjawisk występujących w niższych temperaturach, ale z uwagi na niską energię wiązania, jako jedyny pojawia się też w całym zakresie temperatur i może być skutecznie wykorzystywany do wczesnej identyfikacji wszelkich niebezpiecznych i szybko rozwijających się w transformatorze uszkodzeń (rys.2.). Zjawiska, które nie dają śladu w formie przyrostu wartości wodoru ograniczają się do przegrzań izolacji papierowej (zwykle widocznych w relacji CO2/CO), jednak zazwyczaj postępują na tyle wolno, że mogą być efektywnie identyfikowane na podstawie okresowej analizy DGA. Ponadto, sam rozkład termiczny papieru przyczynia się do wytwarzania wody, jako jednego z produktów reakcji rozpadu łańcuchów celulozy, co pozwala na identyfikację starzenia termicznego papieru poprzez monitorowanie zawilgocenia oleju.

Monitoring on-line wodoru i wody w oleju wobec innych rozwiązań dostępnych na runku

Czy warto monitorować stan oleju transformatora w trybie online? W większości sytuacji, a więc wszędzie tam gdzie potencjalna utrata zdolności operacyjnej transformatora, może wiązać się z dużymi stratami, poważna awaria mogłaby zagrozić zdrowiu i życiu ludzi czy też system zasilania nie gwarantuje redundancji, która w przypadku awarii transformatora pozwoli na dalszą pracę zakładu, warto wyposażyć transformator w układ monitoringu on-line. Zauważyć należy, że w ogólnym przypadku nie jest to rozwiązanie zastępujące okresową diagnostykę DGA, ale dostarczające natychmiastowej informacji o rozwijającym się, ukrytym uszkodzeniu. Jest dobrą i przyjętą praktyką, aby w takiej sytuacji wykonać badanie laboratoryjne w celu potwierdzenia lub rozszerzenia informacji dostarczonej przez monitoring. Pomimo tego, że badanie chromatograficzne jest w ogólnym przypadku dokładniejsze od wskazań monitoringu, nie należy zapominać, o istotnych uwarunkowaniach, które mu towarzyszą:

• pobranie próbki oleju może być kosztowne w odległych i niedostępnych lokalizacjach,
• próbka może zostać zanieczyszczona podczas badania lub transportu,
• próbka degraduje od momentu pobrania do momentu wykonania analizy,
• laboratoria mają różną jakość, a więc powtarzalność, dokładność analiz i zdolność do replikacji badania laboratoryjnego.

Powyższe aspekty sprawiają, że monitoring online, pomimo mniejszej dokładności, może okazać się lepszym i bardziej wiarygodnym rozwiązaniem niż okresowa analiza laboratoryjna DGA.
Według informacji przedstawionych w niniejszym opracowaniu, wodór odgrywa podstawowe znaczenie w zakresie wczesnej identyfikacji całego spektrum zjawisk niepożądanych występujących w transformatorze. Woda w oleju natomiast dostarcza uzupełniających informacji potencjalnie wskazując na nadmierne zawilgocenie wynikające ze zjawisk starzeniowych, nieszczelności czy też ekspozycji wnętrza transformatora na działanie środowiska podczas remontu. Wobec powyższego, uzasadnionym jest stosowanie monitoringu online wodoru i wody w oleju transformatorowym, wszędzie tam, gdzie nie ma wymogów bieżącego monitorowania większej liczby gazów palnych.
Wśród innych rodzajów systemów monitoringu gazów w oleju wymienić należy układy wskazujące wartość sumy gazów palnych wg przyjętych wag dla każdego z gazów składowych. Choć tego typu systemy są czułe na większą liczbę gazów niż tylko wodór, to mogą być mniej precyzyjne przy wczesnej diagnostyce rozwijających się uszkodzeń. Przykładowo, może wystąpić efekt maskowania: jeżeli jeden z gazów, np. CO występuje w dużych ilościach i przyczynia się do sumarycznie wskazywanej wartości, to nagły wzrost wodoru nie będzie miał odzwierciedlenia, przez co czujnik nie wskaże faktycznego niebezpiecznego trendu. Zmniejsza to czułość urządzenia i pewność użytkownika w odniesieniu do niezawodności jego wskazań.
Istnieją również systemy monitoringu wielu gazów (do 8-9 gazów), które zyskują coraz większą popularność wśród właścicieli strategicznych jednostek transformatorowych. Urządzenia te, poprzez bieżące monitorowanie wartości każdego z gazów palnych, pozwalają na skuteczną ocenę stanu technicznego transformatorów w zakresie analizy DGA oleju prawie w czasie rzeczywistym. Stosowanie tego typu monitoringu powinno jednak mieć ekonomiczne uzasadnienie, gdyż w większości przypadków wystarczające jest użycie wielokrotnie tańszego monitoringu wodoru połączone z badaniem laboratoryjnym DGA w sytuacji, gdy urządzenie identyfikuje zawyżony poziom lub trend.

Monitoring wodoru i wody w oleju CoreSense

Monitoring CoreSense powstał w efekcie doświadczeń zebranych przez firmę ABB z eksploatacji i montażu urządzeń monitoringu różnych typów i producentów. Przy projektowaniu urządzenia brano pod uwagę następujące aspekty, kluczowe dla jego wieloletniej bezawaryjnej i dokładnej pracy:

• olej badany musi być reprezentatywną próbką oleju w transformatorze,
• należy wykluczyć ryzyko wycieków oleju w urządzeniu lub na połączeniu z transformatorem,
• sensor gazu musi być stabilny, odporny na warunki środowiska, w którym pracuje, oraz nie degradować z upływem czasu: wpływ zmian temperatur, obecności wody, tlenu i kwasów,
• wskazanie sensora wodoru nie może zależeć od obecności innych gazów i substancji w oleju,
• urządzenie nie może zużywać gazu w celu określenia jego ilości, gdyż wpływa to na dokładność pomiaru,
• system powinien cechować się długotrwałą niezawodnością i zdolnością do autodiagnostyki, aby uniknąć sytuacji, w której prawidłowe wskazania są efektem awarii,
• system monitoringu nie może wymagać okresowej kalibracji ani wymiany części zamiennych.

Urządzenie CoreSense zbudowane jest z czujników wodoru i wody w formie układów półprzewodnikowych, niewymagających modułów próbkujących ani oddzielenia gazów od fazy ciekłej. Konsekwentnie, nie wymaga zastosowania membrany i jest odporne na próżnię. Czujniki pokryte są opatentowaną powłoką gwarantującą stabilność wskazań i odporność na degradację w efekcie kontaktu z zestarzonym olejem transformatorowym. Ponadto, czujnik wodoru nie zużywa gazu w celu detekcji oraz jest odporny na obecność innych gazów, przez co jego wskazanie jest wiarygodne i dokładne. Innowacyjne rozwiązanie pompy termicznej wymusza cyrkulację oleju bez konieczności używania komponentów mechanicznych (symulację komputerową przedstawiono na rys.3.).

Urządzenie CoreSense charakteryzuje się powtarzalnością pomiaru wodoru w oleju na poziomie 10 ppm przy progu wykrywalności 25 ppm. Monitoring ten został zaprojektowany z myślą o wieloletniej bezobsługowej eksploatacji w najtrudniejszych warunkach środowiskowych, o czym świadczą m.in. obudowa IP67, brak części ruchomych, identyfikacja wody i gazu wprost z oleju, super kondensatory dla podtrzymania napięcia w przypadku przerw w zasilaniu.

Podsumowanie

W ślad za standardami ustalonymi w wybranych krajach o najwyższej kulturze technicznej, firma ABB promuje i dostarcza na rynku polskim serwis transformatoróww rozumieniu działalności zapobiegawczej i predykcyjnej. W koncepcję tę wpisuje się rozwiązanie monitoringu wodoru i wody w oleju CoreSense. Jest to system wczesnego ostrzegania o potencjalnych uszkodzeniach rozwijających się w transformatorze, zapewniający informacje o stanie technicznym transformatora w trybie online. Stanowi to istotną wartość z punktu widzenia eksploatatora, ponieważ zmniejsza ryzyko awarii i nieplanowanych przerw w zasilaniu, umożliwia wczesne planowanie prac remontowych oraz może być alternatywą dla okresowej diagnostyki oleju. Monitoring ten bazuje na wodorze, jako kluczowym gazie generowanym w szerokim zakresie temperatur zjawisk występujących w transformatorze i pozwalającym natychmiast zaobserwować wszystkie szybko rozwijające się uszkodzenia informując użytkownika o występującym zagrożeniu. Ponadto, urządzenie CoreSense monitoruje poziom zawilgocenia oleju, będący odzwierciedleniem ilości wody zawartej w izolacji papierowej. Podwyższony poziom zawilgocenia transformatorów prowadzi do przyspieszonego starzenia izolacji oraz zwiększenia ryzyka awarii. Po zaobserwowaniu alarmujących wskazań monitoringu CoreSense rekomenduje się dalszą diagnostykę. W przypadku niepokojących wyników badań rekomenduje się wykonanie inspekcji części aktywnej, a w razie wysokiego zawilgocenia – odpowiadającego wartościom przekraczającym 2% wody w izolacji olejowo-celulozowej – suszenie części aktywnej. Na rynku dostępne są technologie pozwalające wykonać remonty i suszenie w miejscu instalacji transformatora bez konieczności transportu do fabryki remontowej.

Mirosław Owczarek, Michał Lasota, Maciej Lalik, ABB Sp. z o.o.