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 wytrzymałość 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.

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

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 uzwojeń. 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.

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

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:

  • „Odcisk palca”, czyli pomiary nowego transformatora dla określenia stanu początkowego.
  • Badania okresowe obrazujące trendy.
  • System monitorujący aktualny stan wraz z wczesnym systemem ostrzegawczym.
  • Badania wspomagające renowacje i naprawy, w tym lokalizacja uszkodzeń.
  • Podstawowe cele badań okresowych to między innymi:
  • Nadzór nad procesem starzenia dielektrycznego i termicznego układów izolacyjnych olejowych i stałych.
  • Rozróżnienie degradacji dielektrycznej i cieplnej
  • Pomiar, oszacowanie i lokalozacja wyładowań niezupełnych.
  • Kontrola zmian mechanicznych wskutek oddziaływań dynamicznych.
  • Wyznaczanie trendów zmian zawilgocenia i starzenia izolacji olejowej i stałej.
Tabela 1. Podsumowanie zakresu detekcji poszczególnych metod diagnostycznych [2]

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.

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 satysfakcjonujących 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 pomiarowych 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 pomiarowymi- tu 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].

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 charakterystyk 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.

Rys. 12. Charakterystyki częstotliwościowe admitancji własnej oraz fazy uzwojeń GN przy zwartych uzwojeniach DN przed i po próbach granicznej wytrzymałości zwarciowej.

Dokładniejsza analiza tego zakresu częstotliwości, pokazana na rysunku 12, potwierdza zmiany w tym obszarze. Jednakże badania wykonane bezpośrednio po próbie zwarciowej nie 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.

5. Podsumowanie i wnioski

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

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
[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.

Click to comment

Leave a Reply

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

To Top