Transformatory w Eksploatacji 2019

Postępy w monitorowaniu wyładowań niezupełnych w izolacji transformatorów energetycznych

Streszczenie

W artykule opisano system monitorowania ciągłego wyładowań niezupełnych zainstalowany na dwóch identycznych transformatorach energetycznych 130/130/100 MVA – 230/115/48 kV dwiema metodami pomiarowymi: standardową, opisaną w normie IEC 60270  oraz niestandardową, bardzo wysokiej częstotliwości.  Do lokalizacji miejsca wyładowań zastosowana została metoda akustyczna. Wyniki pomiarów wyładowań niezupełnych skonfrontowano z rezultatami pomiarów rozpuszczonych gazów w oleju transformatora.

Summary

The paper describes a system for continuous monitoring of partial discharges in two identical power transformers 130/130/100 MVA
– 230/115/48 kV with two measurement methods: conventional, described in IEC 60270 and non-standard, a very high frequency method.  Addionally, the acoustic method has been used to locate the defect. The results of the partial diacharge measurements were compared with the results of measurements of dissolved gases in the transformer oil.

Słowa kluczowe: transformatory energetyczne, pomiar wyładowań niezupełnych, monitorowanie, pomiary akustyczne.

Keywords: power transformers, partial discharge measurements, monitoring, acoustic measurements.

Wstęp

W artykule opisano doświadczenia z monitorowania ciągłego wyładowań niezupełnych (WNZ) w dwóch identycznych transformatorach energetycznych (T1 i T2) 130/130/100 MVA – 230/115/48 kV dwiema metodami pomiarowymi: standardową, opisaną w normie IEC 60270  oraz niestandardową, bardzo wysokiej częstotliwości (UHF) [1]. Transformatory pracowały w podobnych warunkach obciążeń. Oprócz WNZ monitorowana była pojemność C i współczyn­nik strat dielektrycznych tgδ  izolacji przepustów. Elementy systemu monitoringu przedstawiono na rys. 1.

Rys. 1. Elementy systemu monitorowania
Rys. 2. Transformator T1

Transformator T1 znajduje się w eksploatacji od roku 1967 (rys. 2). W 1984 roku był przeniesiony do innej stacji rozdzielczej. W 1993 roku wykonano remont polegający na przezwojeniu, a w 2010 roku dokonano wymiany przepustu w fazie U. Transformator T2 znajduje się w eksploatacji od roku 1973 i poddawany był jedynie regularnym przeglądom i pracom konserwacyjnym.

Monitorowanie wyładowań niezupełnych

W przypadku obu transformatorów, pomiar WNZ odbywał się dwiema metodami pomiarowymi: standardową, opisaną w normie IEC 60270  oraz niestandardową, bardzo wysokiej częstotliwości (UHF) [1]. Metoda standardowa oparta jest na pomiarze ładunku pozornego wyrażonego w pC przy pomocy sond pomiarowych podłączonych do zacisków pomiarowych izolatorów przepustowych górnego napięcia. W  metodzie standardowej, sygnał WNZ w trzech fazach jest rejestrowany w sposób synchroniczny a częstotliwość pomiarowa jest dobrana tak, aby uzyskać optymalny stosunek sygnału WNZ do poziomu szumów.

Pomiaru elektrycznego w zakresie UHF dokonuje się za pomocą sond rozmieszczonych wewnątrz transformatora i umieszczonych w zaworach spustowych oleju. Pomiary wykonywane są w przedziale częstotliwości od
100 MHz do 2 GHz. Poziom zakłóceń w tym przedziale częstotliwości jest niewielki a sygnały radiowe czy telefonii komórkowej są łatwo rozpoznawalne i eliminowane z sygnału pomiarowego.

Do lokalizacji miejsca WNZ zastosowana została metoda akustyczna. Pomiaru sygnału akustycznego dokonuje się za pomocą piezoelektrycznych sond umieszczonych na zewnętrznej stronie metalowej kadzi transformatora [2].

Obecność WNZ we wnętrzu przepustów transformatorowych oraz w pobliżu końca uzwojeń jest wykrywana metodą standardową, podczas gdy obecność WNZ w pozostałej części kadzi jest łatwiej wykrywalna za pomocą sond UHF.

Przy porównaniu tak całkowicie odmiennych metod pomiarowych – opar
tych na różnych zjawiskach fizycznych – należy brać pod uwagę wiele różnych kryteriów. Mogą nimi być: przydatność do ciągłego monitorowania WNZ, prostota pomiaru, jego niski koszt lub – co wydaje się być najważniejszym parametrem – czułość pomiarowa metody do wykrycia i identyfikacji typowych defektów w izolacji transformatora. Należy mieć również na uwadze możliwość stosowania obu metod jednocześnie, co może ułatwić interpretację wyników pomiarowych.

Nie jest natomiast możliwa wzajemna korelacja sygnałów pomiarowych różnych metod diagnostycznych, gdyż różny jest moment powstania, droga i czas rozchodzenia się fali elektromagnetycznej i akustycznej od źródła WNZ do sondy pomiarowej. Inne są też wielkości pomiarowe: pC w przypadku metody standardowej, mV w przypadku metody UHF i akustycznej. Pomimo wykonywania pomiarów każdą z metod w innym zakresie częstotliwości, uzyskane obrazy PRPD (ang. Phase Resolved Parial Discharge Diagram) są podobne dla wszystkich metod i mogą być porównywane, co ułatwia interpretację wyników pomiarowych, a więc identyfikację typu defektu i rodzaju zagrożenia dla izolacji. Ponadto sygnały WNZ rejestrowane metodą standardową i UHF są wzajemnie zsychronizowane co pozwala na wyzwalanie rejestracji sygnału z metody standardowej tylko wtedy, gdy rejestrowany jest sygnał UHF, mniej podatny na wpływ zewnętrznych zakłóceń.

Pomiary WNZ metodą standardową

System monitorowania ciągłego WNZ metodą standardową został zainstalowany na izolatorach przepustowych typu RBP o napięciu 230 kV dla obu transformatorów. Na każdym zacisku pomiarowym przepustu została zainstalowana sonda WNZ posiadająca kilkustopniowy system zabezpieczeń, zarówno przed przepięciami jak również przed utratą połączenia galwanicznego od sondy do jednostki rejestracji i analizy sygnału (rys.1).

Dla każdego punktu z przebiegu rejestrowane są w pamięci systemu dwa obrazy: PRPD, mierzony w każdej z faz oraz 3PARD (ang. 3-Phase Amplitude Relation Diagram), dający sumaryczny obraz WNZ w trzech fazach [3]. Obraz PRPD jest złożony, gdyż sygnały zakłóceniowe nakładają się na siebie oraz na sygnały od WNZ we wnętrzu transformatora (rys. 3).

Rys. 3. Trend poziomu WNZ mierzony w trzech fazach Transformatora T1

W celu rozdzielenia obrazów od poszczególnych źródeł wykorzystano technikę 3PARD (ang. Synchronous Multi-channel PD Evaluation Technique). Pozwala ona na synchroniczny pomiar amplitudy poszczególnych impulsów WNZ w jednej z faz i odpowiadających mu sygnałów WNZ w pozostałych dwóch fazach oraz na automatyczne wyznaczenie ich wektorowej sumy, punktów  na płaszczyźnie 3PARD. Z reguły amplitudy sygnałów pochodzących od zakłóceń są jednakowe w każdej z faz, a więc punkty będące sumą ich wektorów znajdą się w pobliżu punktu zerowego wykresu 3PARD. W przypadku rejestracji sygnałów WNZ, ich amplituda będzie różna w każdej z faz, a więc koncentracja punktów będzie z dala od punku zerowego. W ten sposób klastry punktów (ang. Clusters) od zakłóceń i WNZ będą znajdowały się w różnych miejscach wykresu 3PARD [2,3]. Dla każdego z nich można oddzielnie odtworzyć obraz PRPD.

Rozdzielenie źródeł emisji WNZ i hałasu może być wykonane przy użyciu techniki 3PARD zarówno ręcznie (Transformator T1), jak i automatycznie (Transformator T2).

Szczegółową analizę wykresu 3PARD dla T1 przedstawiono na rys. 4. Odtworzone zostały obrazy dla Klastrów 1 i 2. Obraz PRPD dla Klastra nr 1 wskazuje na obecność wtrącin gazowych w izolacji uzwojenia [2]. Najwyższa wartość sygnału została zarejestrowana przy pomiarze w fazie V, ale oddziaływanie WNZ jest również widoczene przy pomiarze w fazie U i W. Klaster nr 2 jest typowy dla wyładowań powierzchniowych, w tym przypadku w sąsiedztwie fazy W. Pozostałe Klastry widoczne w 3PARD są generowane przez zewnętrzne zakłócenia.

Rys. 5. Wzrost amplitudy sygnału WNZ w fazie V w ciągu trzech miesięcy monitorowania

Obraz PRPD dla WNZ w fazie W

Rys. 7. Automatyczna separacja klastrów wraz z identyfikacją fazy pochodzenia sygnału (niebieski kwadrat)

Odnotowano trzykrotny wzrost wielkości sygnału WNZ w ciągu trzech miesięcy monitorowania (rys. 5 – faza V), co wskazuje na konieczność natychmiastowego podjęcia działań naprawczych.
W przypadku T2 zastosowano automatyczne rozdzielenie klastrów na wykresie 3PARD. Automatyczna separacja ma miejsce w regularnych odstępach czasu lub w przypadku  przekroczenia poziomu ostrzegania (czerwone trójkąty na rysunku 6 – po lewej). Dla takiego pomiaru zapisywany jest zbiór danych pomiarowych ze wszystkimi znaczącymi informacjami w celu dodatkowej analizy eksperckiej lub w celu przyszłych porównań. Przejście wstecz do obrazów PRPD jest dokonywane poprzez kliknięcie na zidentyfikowane klastry w 3PARD. Klaster objęty badaniem i obraz PRPD w fazie będącej źródłem pochodzenia sygnału są otoczone odpowiednio czerwonym i niebieskim prostokątem (rys. 7). Na wykresie 3PARD automatycznie zidentyfikowano osiem klastrów. Tylko dwa z nich są generowane przez sygnały WNZ – zlokalizowane w pobliżu faz V (Klaster 2) i W (Klaster 8) – rys. 7. Emisje WNZ z obu  źródeł pojawiają się okresowo.

Pomiary metodą bardzo wysokiej częstotliwości

Sygnał UHF był mierzony w zakresie częstotliwości od 100 MHz do 2 GHz za pomocą czujników typu antenowego (po jednym na każdy transformator) zainstalowanych wewnątrz kadzi transformatora. Aby uzyskać informację o poziomie szumu w otoczeniu transformatora w zakresie bardzo wysokiej częstotliwości wyznaczono – w momencie instalacji systemu monitorowania przy transformatorze wyłączonym z pracy (ang. off-line) – widmo sygnału zarejestrowanego przez czujnik UHF (rys. 8). Jest ono porównywane z widmem UHF po załączeniu transformatora do sieci (ang. on-line) widocznym na rys. 9.

Rys. 8. Widmo off-line sygnału UHF dla transformatora T1
Rys. 9. Widmo on-line sygnału UHF dla transformatora T1

Na rysunkach pokazano dwa widma sygnału. Górne widmo oparte jest na maksymalnej amplitudzie sygnału w dziedzinie czasu, uzyskanej dla każdej wartości częstotliwości podczas pomiaru. Dolne widmo odpowiada minimalnej amplitudzie sygnału. Aktywność WNZ jest zawsze widoczna w górnym spektrum, podczas gdy szumy z zakłóceniami zewnętrznymi, jak np. fale radiowe i GSM, są widoczne w obu widmach.

W przypadku transformatora T1, widmo on-line wskazuje największą aktywność WNZ w zakresie częstotliwości od 300 do 650 MHz (rys. 9). Na rys. 10 przedstawiony jest wzrastający w czasie przebieg amplitudy sygnału WNZ w zakresie UHF oraz przykładowy obraz PRPD dla pomiarów wykonanych dla częstotliwośći 560 MHz i skorelowanych z fazą napięcia U. Przy pomiarach w zakresie częstotliwości powyżej 1 GHz nie wykryto obecności WNZ. Wykrycie sygnału WNZ w zakresie UHF potwierdza obecność wyładowań wewnątrz kadzi  transformatora.

Rys. 10. Przebieg sygnału UHF i obraz PRPD dla częstotliwości 560 MHz (Transformator T1)
Fig. 11. UHF PD trend (right) and PRPD pattern (right)

W przypadku transformatora T2, sygnał WNZ jest zmienny w czasie, okresowo zanika (rys. 11). Pomiary wykonywane są przy częstotliwości 280 MHz. Potwierdzono obecność emisji WNZ wewnątrz zbiornika transformatora. W ciągu ostatniego roku monitorowania transformatora T2 nie odnotowano wzrostu amplitudy sygnału.

Analiza chromatograficzna gazów rozpuszczonych w oleju

Równocześnie z monitorowaniem poziomu WNZ,  prowadzono okresowe laboratoryjne pomiary gazowych produktów rozkładu w próbkach oleju transformatorowego.

Tabela I. Rezultaty pomiarów DGA dla transformatorów T1 i T2
Tabela II. Zalecenia dotyczące działań konserwacyjnych i decyzji operacyjnych opartych na wynikach monitorowania i diagnostyki

W przypadku transformatora T1,  wzrost stężeń H2 i CH4 potwierdza obecność WNZ, natomiast wzrost stężenia CO wskazuje na pogorszenie jakości papieru, prawdopodobnie jako efekt wyładowań elektrycznych (tabela I). Najpopularniejsze metody interpretacji DGA zostały zastosowane w celu zgromadzenia większej ilości informacji na temat typu defektu, ale nie udało się uzyskać jednoznacznej interpretacji wyników. Jej brak jest najprawdopodobniej spowodowany jednoczesnym oddziaływaniem kilku rodzajów defektów.

Wyniki badań laboratoryjnych DGA przedstawiono również w tabeli I dla transformatora T2. W porównaniu do wyników badania gazów rozpuszczonych w oleju dla transformatora T1, można zauważyć obecność „gorących gazów” – etylenu (C2H4) i etanu (C2H6) jako wynik wysokotemperaturowego rozkładu cząstek oleju. Opracowanie wyników metodą zaproponowaną przez Duvala (Trójkąt 1, 4 i 5), wskazuje na przegrzania uzwojeń i degradację ciplną celulozy potwierdzoną obecnością tlenku węgla (CO) [4]. Nagrzewanie termiczne papieru potwierdza również wysoki, powyżej 10, stosunek ilości CO2 do CO. Podobną interpretację wyników uzyskano stosując metodę współczynników Dörnenburga, a analiza zaproponowana przez Rogera wskazują na obecność prądów krążących w rdzeniu i w kadzi.

Zalecenia dotyczące przeglądów i konserwacji

Podsumowanie wyników pomiarów diagnostycznych dla obu transformatorów przedstawiono w tabeli II. Na ich podstawie zdefiniowano zalecenia dla użytkownika dotyczące działań konserwacyjnych i decyzji operacyjnych. W przypadku transformatora T1 zalecono akustyczną lokalizację WNZ oraz inspekcję wnętrza transformatora. Pomiaru sygnału akustycznego dokonano za pomocą sond piezoelektrycznych umieszczanych na zewnętrznej stronie kadzi transformatora i dociskanych do niej przez warstwę gliceryny lub żelu akustycznego w celu zmniejszenia tłumienia. W użyciu są sondy emisyjne (ang. acoustic emission sensor – AES), gdzie napięcie wytwarzane przez kryształ jest proporcjonalne do prędkości drgań tej powierzchni. Sondy emisyjne pracują w zakresie ultradźwięków, a dokładnie w zakresie częstotliwości od 30 kHz do około 450 kHz i mają odpowiedź zmienną w funkcji częstotliwości. Na rys. 12 przedstawiono wstępne rozmieszczenie sond akustycznych i aparaturę pomiarową oraz przykładowe rejestracje sygnałów akustycznych i lokalizację źródła WNZ w w miejscu połączenia przepustu do uzwojenia fazy V. 

Rys. 12. Rozmieszczenie sond akustycznych i lokalizacja miejsca emisji WNZ

Kluczowym wskaźnikiem stanu krytycznego transformatora był silny wzrost poziomu WNZ i wodoru (H2) w ciągu 3 miesięcy monitorowania. W kolejnym kroku transformator został odłączony od napięcia i zdemontowano wstępnie jedynie przepust fazy V. Za pomocą endoskopu wykryto ślady aktywności WNZ wokół faz V i W. Mając dowód emisji WNZ, użytkownik zdecydował się na przeprowadzenie szczegółowej inspekcji transformatora.   Przeprowadzono również pomiary off-line C i tgδ przepustów, potwierdzając wyniki z monitorowania.

W fazie V i fazie W znaleziono ślady zwęglenia na powierzchni połączeń wysokonapięciowych oraz na powierzchni izolacji uzwojeń (rys. 13). Po przeprowadzeniu szczegółowej inspekcji, zadecydowano, że transformator nie może być przywrócony do pracy. Ponieważ całkowite przewinięcie części aktywnej nie byłoby ekonomicznie opłacalne i użytkownik zdecydował się na wymianę transformatora T1.

Rys. 13. Efekt oddziaływań WNZ w fazie V (góra) i fazie W (dół) transformatora T1

Emisja WNZ w Transformatorze T2 pojawia się w fazie V i W i ma charakter zmienny w czasie. Sygnał jest bardzo niestabilny w czasie, może zanikać i pojawiać się po kilku godzinach. Obraz PRPD sygnału wykrytego w fazie V może być wynikiem aktywności WNZ w pęcherzykach oleju, co wyjaśnia obecność metanu (CH4). Obraz PRPD i położenie impulsów WNZ w funkcji kąta fazowego napięcia w fazie W wskazują na obecność poluzowanych elementów pozostających na zmiennym potencjale. Założenie to jest poparte obecnością etylenu (C2H4) i etanu (C2H6), które wskazują na wysokotemperaturowy rozkład cząstek oleju. Taką usterkę można łatwo zidentyfikować wykonując pomiary rezystancji uzwojeń w czasie kolejnego planowanego przestoju.

Podsumowanie

  • Wyniki oceny poziomu WNZ oraz analiza gazów rozpuszczonych w oleju dostarczają wzajemnie uzupełniających się informacji na temat stanu izolacji transformatora.
  • Dzięki połączeniu techniki standardowej i UHF do pomiaru WNZ, lokalizacja defektów może być przeprowadzona z większą dokładnością.
  • Synchroniczne pomiary WNZ w trzech fazach i zastosowanie techniki 3PARD do oceny wyników pomiaru umożliwiają skuteczną separację obrazów PRPD od różnych defektów oraz od zakłóceń. Separacja może być wykonana automatycznie.
  • Zastosowanie systemów monitorowania ciągłego umożliwia wczesne wykrycie i identyfikację ukrytch defektów w izolacji transformatorów oraz obserwację ich rozwoju w funkcji czasu. Pozwala to na odpowiednio wczesne podjęcie środków zaradczych z wyłączeniem transformatora z użytkowania włącznie.

Wojciech Kołtunowicz
OMICRON Energy Solutions GmbH,
Berlin, Germany

Literatura

[1] IEC 60270 (2000) „High-voltage test techniques – Partial discharge measurements” International Electrotechnical Commission, Publication 60270, 2000.
[2] L.V. Badicu, U. Broniecki, W. Koltunowicz, S. Körber, M. Krüger and E. Voegel, “Prevention of transformer failure through continuous monitoring”, paper 274, in proceedings of the 19th International Symposium on High Voltage Engineering (ISH) in Pilsen, 2015.
[3] W. Koltunowicz, R. Plath, “Synchronous multi-channel PD measurements”, IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, Vol. 15, No. 6, p.1715-1723, December 2008.
[4] M. Duval, “Use of Duval Pentagons and Triangles for the interpretation of DGA in Electrical Equipment”, Proceedings of TechCon North America 2016 – Albuquereque, February 23-25, 2016.

Click to comment

Leave a Reply

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

To Top