Transformatory w Eksploatacji 2019

„Indeks zdrowia” transformatorów energetycznych na podstawie zaawansowanej diagnostyki oleju

Wprowadzenie

Transformatory znajdują powszechne zastosowanie w sieciach dystrybucyjnych energii elektrycznej. Są to urządzenia eksploatowane długotrwale, a niekiedy również w niekorzystnych warunkach. Oczekiwana żywotność tego urządzenia to między 30 a 40 lat stałej, bezawaryjnej pracy. Awaria transformatora energetycznego generuje znaczny koszt dla operatora sieci, zatem czynione są starania w kierunku przewidywania czasookresu, w jakim jednostka może być dalej bezpiecznie eksploatowana.

Obecnie spopularyzowane metody polegają głównie na ocenie bieżącego stanu technicznego transformatora. Poprawna diagnoza daje odpowiedź, czy konieczne jest podjęcie krótkotrwałej interwencji w celu poprawy stanu technicznego, czy możliwa jest dalsza eksploatacja bez przeciwwskazań lub czy konieczne jest wycofanie jednostki z dalszej eksploatacji. Klasyczne metody nie dają odpowiedzi na pytanie, jaka jest długotrwała perspektywa pracy jednostki, ani w jakim momencie swojego cyklu życia się znajduje.

Odpowiedzią na powyższe problemy wydaje się być zastosowanie indeksu zdrowia (ang. Health Index) dla transformatorów. Metoda ta polega na przetworzeniu aktualnych parametrów diagnostycznych transformatora w pojedynczą wartość wyrażoną w punktach, którą można monitorować na przestrzeni lat w czasie eksploatacji jednostek. Algorytm ten może być mniej lub bardziej złożony, w zależności od ilości kryteriów analizy. Ważna w tej metodzie jest również możliwość aplikacji zarówno badań łatwych i często wykonywanych (właściwości fizykochemiczne, analiza DGA) jak i również rzadziej przeprowadzanych skomplikowanych analiz (np. FRA, szacowanie zawilgocenia izolacji papierowej).

Obecnie zaproponowanych zostało kilka różnych metod szacowania indeksu zdrowia transformatorów [1,2,3]. Algorytm [1] jest powszechnie stosowany przez włoskiego operatora sieci przesyłowej TERNA. Pozwala on w znacznym stopniu zredukować liczbę krótkotrwałych wyłączeń awaryjnych poprzez skuteczne ich przewidywanie. Metody te, pomimo że globalnie nie są powszechnie używane do oceny stanu technicznego transformatorów, mają potencjał stać się w przyszłości skuteczną metodą pomocniczą w szacowaniu dalszego czasu oraz przebiegu eksploatacji pojedynczych jednostek.

Opis metody

Zastosowanie indeksu zdrowia może wymagać szerokiego spektrum danych diagnostycznych. Analiza ta jest przeprowadzana głównie w oparciu o parametry, które w trakcie eksploatacji jednostek będą regularnie badane i archiwizowane. W niniejszym artykule do wyznaczenia indeksu zdrowia zastosowane zostały: parametry fizykochemiczne oleju, zawartość gazów (DGA) oraz obecność furanów rozpuszczonych w oleju, a także wiek i sposób eksploatacji jednostki.

Określenie parametrów fizykochemicznych oleju jest najczęściej wykonywanym badaniem olejowego medium elektroizolacyjnego w transformatorach. Oszacowanie krytycznej wartości napięcia przebicia lub wysokiej kwasowości oleju pozwala użytkownikowi na podjęcie działań chroniących jednostkę przed skutkami nadchodzącej awarii układu izolacyjnego.

Badanie DGA ma na celu pomiar oraz długotrwały monitoring gazów rozpuszczonych w oleju transformatorowym. W zależności od przyjętych kryteriów (ilościowe lub ilorazowe) możliwa jest diagnostyka charakteru uszkodzeń jednostki [4]. W większości przypadków, metoda ta jest wykorzystywana w długim okresie czasu do oceny charakteru uszkodzenia znajdującego się w układzie izolacyjnym transformatora.

Zawartość furanów w oleju transformatorowym jest bezpośrednio łączona ze stopniem zestarzenia izolacji papierowej uzwojeń. Stężenie furfuralu (2-FAL) jest wyznacznikiem stopnia depolimeryzacji (DP) celulozy [5], co jest jednym z unikalnych parametrów możliwych do uzyskania z próbki oleju. W przeciwieństwie do dwóch poprzednich metod, oznaczania poziomu furanów nie dokonuje się tak często (raz na kilka lat).

Wiek transformatora, a co za tym idzie zwiększający się czas eksploatacji jest znaczącym czynnikiem w przypadku szacowania ryzyka powiązanego z dalszą pracą jednostki. Wieloletnia praca oraz poziom obciążenia mają wpływ na kinetykę procesów starzeniowych w urządzeniu, a co za tym idzie również i możliwości wystąpienia zdarzenia awaryjnego. Wymaga to zatem wprowadzenia współczynnika korygującego, który wraz ze wzrostem zagrożenia wystąpienia zdarzeń niepożądanych będzie to odzwierciedlał poprzez korekcję finalnego indeksu.

Rysunek 1 przedstawia dane, w oparciu o które wyznaczone zostały indeksy zdrowia badanej grupy transformatorów. Parametry te zostały w modelu eksperckim uznane za najbardziej znaczące spośród wszystkich zebranych w określonych wyżej kategoriach. Dzięki wdrożeniu i wykorzystaniu systemu TrafoGrade [6] możliwe było przyporządkowanie wag w zależności od krytyczności danej zmiennej. Wieloletnie wykorzystanie powyższej metodyki pozwala na skonstruowaniu systemu eksperckiego w oparciu o doświadczenia eksploatacyjne. Na rysunku 2 znajduje się graficzna prezentacja przyjętych wag dla zaproponowanego indeksu zdrowia TrafoGrade zestawiona porównawczo z innym, już funkcjonującym algorytmem [3].

Rysunek 1. Wykaz podstawowych parametrów wchodzących w skład analizowanego
indeksu zdrowia
Rysunek 2. Zestawienie wag zastosowanych przy wyznaczaniu indeksu zdrowia wg [3] oraz wg metody TrafoGrade

Badana grupa transformatorów

Objętych badaniem zostało 96 transformatorów pracujących w sieci dystrybucyjnej. Kryteria zastosowane do wyłonienia tej grupy miały na celu znalezienie jednostek o zbliżonych parametrach oraz pracujących w podobnych warunkach eksploatacyjnych. Należy dodatkowo nadmienić, że trudnym zadaniem jest badanie grup transformatorów ze względu na ich zróżnicowanie. Z tego powodu konieczne okazuje się dokonanie pewnych uproszczeń, pozwalających dokonać analizy nie tylko tzw. „jednostek bliźniaczych”.

Wszystkie urządzenia cechuje identyczny poziom napięcia roboczego (110/15kV) oraz podobna moc znamionowa (zakres 10÷25MVA). W analizowanej grupie roboczej znalazły się transformatory o różnym czasie eksploatacji zawierającym się w przedziale od roku do 51 lat. Tak duży przedział wiekowy jednostek pozwala na przekrojową analizę populacji transformatorów eksploatowanych w podobny sposób. Na rysunku 3 przedstawiono zestawienie wieku badanych urządzeń, które poddane zostały analizie.

Rysunek 3. Przekrój wiekowy badanych transformatorów energetycznych

Wyniki badań

Na rysunku 4 pokazano zbiorcze zestawienie indeksów zdrowia dla wszystkich badanych transformatorów. Można na nim zaobserwować pewne zróżnicowanie wartości indeksu zdrowia jednostek o identycznym okresie pracy, co może świadczyć o odmiennym sposobie eksploatacji i serwisowania tych transformatorów. Różnice te mogą również sygnalizować początkowe stadium rozwoju defektu. W znacznej większości wartości tych indeksów można oceniać jako bardzo dobre w odniesieniu do przyjętej granicznej wartości dla ich wieku, co świadczy o dobrym zarządzaniu transformatorami przez operatorów. W konsekwencji prowadzi to do minimalizacji ryzyka związanego z wystąpieniem nieoczekiwanej awarii jednostki. Warto przy tym zauważyć, że wartości indeksów zdrowia transformatorów eksploatowanych dłużej niż 40 lat były bliskie wartościom granicznym oznaczającym zwiększone ryzyko awarii.

Wyznaczone indeksy zdrowia można przedstawić również w formie średniego, typowego indeksu dla danego wieku transformatora. Zależność ta została zaprezentowana na rysunku 5. Dodatkowo, na podstawie wyników całej populacji na wykresie umieszczona została aproksymacja średniego indeksu zdrowia dla jednostek w całym analizowanym przedziale wiekowym.

Rysunek 4. Zmiany indeksu zdrowia badanych transformatorów w zależności od czasu eksploatacji
Rysunek 5. Zestawienie uśrednionych indeksów zdrowia badanej populacji wraz z estymacją średniego indeksu w przekroju wiekowym całej grupy

Aproksymacja ta osiąga wysoką dokładność w obszarze, w którym znajduje się duża ilość przebadanych jednostek (transformatory do 5 roku życia). W pozostałych obszarach, ze względu na niewielką ilość analizowanych jednostek o dłuższym czasie eksploatacji krzywa ta ma charakter jedynie poglądowy. Pomimo ograniczonej liczby danych, aproksymacja ta wpisuje się w przewidywania modelu eksperckiego i jest zbieżna z doświadczeniami eksploatacyjnymi wysokonapięciowych urządzeń dystrybucyjnych, co ukazuje potencjał do dalszych badań oraz rozwoju tej metody.

Dodatkowo, na rysunkach 4 oraz 5 zaimplementowana została krzywa nazwana „granicą awaryjności” w celu porównawczej oceny wyników rzeczywistych z wartościami, które w modelu eksperckim cechują się znacznie podwyższoną awaryjnością. Przyjęto, że jednostki takie charakteryzują się stężeniem 2-FAL na poziomie powyżej 1,5 ppm (spodziewane DP < 350) oraz stężeniem wybranych gazów (wodór, metan, etan, acetylen, tlenek węgla) przewyższającym wartości referencyjne podane w [7]. Krzywa ta obejmuje pełen okres eksploatacji, co pozwala oceniać zarówno indywidualne wartości jak i średnie dla całej populacji. Należy zauważyć, że wartości indeksu zdrowia, które są niższe niż wyznaczone przez tą granicę oznaczają zwiększone prawdopodobieństwo awarii i duże dalszej eksploatacji transformatora. W analizowanej populacji według przyjętych kryteriów nie występują jednostki o podwyższonej awaryjności.

Porównując pojedynczy indeks zdrowia z wyznaczonym średnim wskaźnikiem grupowym dla jego wieku można przeanalizować, w jaki sposób dana jednostka wypada na tle populacji transformatorów. Szczególny przypadek tej zależności przedstawiony został na rysunku 6. Analizowana jednostka 5-letnia charakteryzuje się podwyższoną zawartością gazów rozpuszczonych w oleju (o wartościach przekraczających progi [7]). Niewłaściwa eksploatacja lub rozwój defektu skutkuje tym, że awaryjność tej jednostki jest porównywalna z awaryjnością „zdrowego” urządzenia o 35-letnim okresie operacyjnym. Porównując z aproksymacją z rysunku 5, podobne wartości osiągają średnio jednostki po 30 latach pracy. Należy dodatkowo pamiętać, że wraz z upływem czasu prawdopodobieństwo zdarzenia niepożądanego rośnie w zwiększonym tempie, co również potencjalnie może dotyczyć również tej jednostki o 5-letniej eksploatacji.

Rysunek 6. Zestawienie różnic pojedynczych indeksów zdrowia w odniesieniu do
wartości średnich grupy o określonym okresie eksploatacji

Powyższy przykład pokazuje, że ważnym jest, aby przy użyciu dostępnych metod diagnostycznych na bieżąco kontrolować stan techniczny posiadanych transformatorów. Wyniki eksperymentu dowodzą, że można dokonywać aktualnej oceny jednostki w oparciu o badania, które w trakcie eksploatacji transformatora są powszechnie wykonywane. Będąc w posiadaniu takiej wiedzy można niezwłocznie podjąć bieżące działania naprawcze, które w konsekwencji wpłyną na poprawę ogólnego indeksu zdrowia transformatora.

Wnioski

Wyniki przeprowadzonych badań potwierdzają przydatność wyznaczania indeksów zdrowia w długotrwale eksploatowanych transformatorach. Należy jednak pamiętać, że używając ograniczonej liczby parametrów do wyznaczania końcowego indeksu można go wykorzystywać jedynie jako metodę pomocniczą, której zadaniem jest wspieranie decyzji w zakresie oceny przydatności do długotrwałej eksploatacji oraz przewidywanie przyszłych działań mających na celu poprawę stanu technicznego jednostki.

Zaletą tej metody jest wykorzystanie wiedzy eksperckiej oraz danych eksploatacyjnych. Dalsze badania nad tą metodą wymagają jednak sporych ilości danych, które mogą być trudne do pozyskania z racji na ograniczoną możliwość, trudność oraz czasochłonność ich zdobycia. Rozwój w tym obszarze może jednak pomóc w skuteczniejszej predykcji ryzyka oraz udoskonalenie skutecznego prognozowania perspektywy dalszej eksploatacji badanego transformatora.

Patryk Bohatyrewicz, ELEKTROBUDOWA SA,
Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny w Szczecinie,
Paweł Molenda, OBRE Sp. z o.o.

Literatura

[1] Scatiggio F., Pompili M., Calacara L.: „Transformers Fleet Management Through the Use of an Advanced Health Index”, 2018 Electrical Insulation Conference (EIC), San Antonio, TX, USA,17-20 June, 2018
[2] Jahromi A. N., Piercy R., Cress S., Service J. R. R., Fan W.: „An Approach to Power Transformer Asset Management Using Health Index”, IEEE Electrical Insulation Magazine, Volume: 25, Issue: 2, March-April 2009, pp. 20-34
[3] Li E., Song B.: „Transformer Health Status Evaluation Model Based on Multi-feature Factors”, 2014 International Conference on Power System Technology (POWERCON 2014), Chengdu, 20-22 October 2014
[4] Junid A., Simin L., Lingfeng N.: “DGA and its interpretation techniques for power transformers”, Technical Report, October 2008
[5] Piotrowski T., „Wykorzystanie związków furanu do oceny zestarzenia izolacji celulozowej transformatorów”, Przegląd Elektrotechniczny, Nr 7 (2017), s. 9-12
[6] „Ocena stanu technicznego i zarządzanie populacją transformatorów”,
Praca zbiorowa pod red. J. Subocza, ISBN 978-83-938292-0-0, OBRE, Piekary Śląskie 2013
[7] „Ramowa Instrukcja Eksploatacji Transformatorów”, Praca zbiorowa, ISBN 978-83-916040-4-5, ZPBE ENERGOPOMIAR-ELEKTRYKA, Gliwice 2012

Click to comment

Leave a Reply

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

To Top