Transformatory w Eksploatacji 2019

Weryfikacja pomiarowa poprawności doboru punktów montażu optycznych czujników temperatury

Streszczenie:

W artykule przedstawiono wyniki badań symulacyjnych wyznaczenia przyrostów temperatury uzwojeń, które uzyskano podczas projektowania transformatora dużej mocy typu TONRLc 31500/120. Obliczenia numeryczne przeprowadzono w specjalistycznym pakiecie oprogramowania SAPR TON. W ramach przeprowadzonych prac eksperymentalnych przeprowadzono weryfikację wyznaczonych numerycznie parametrów termicznych części aktywnej transformatora z rezultatami uzyskanymi podczas jego prób grzewczych. Pomiary rzeczywiste przeprowadzono z użyciem światłowodowego systemu pomiarowego, którego czujniki umieszczono w miejscach wyznaczonych na podstawie przeprowadzonych obliczeń cieplnych. Na podstawie przeprowadzonych badań wykazano, że na podstawie wyników modelowania numerycznego możliwe jest skuteczne i efektywne określenie punktów gorących w uzwojeniu, w których należy instalować czujniki światłowodowe.

1. Wstęp

Obliczanie i pomiary temperatur należą do ważnych zagadnień w projektowaniu transformatorów. Zjawiska cieplne są bezpośrednio związane z obciążeniem transformatora, generowanymi w wyniku jego pracy stratami, a w konsekwencji z procesem starzeniowym izolacji. Aktualnie w monitoringu temperatury części aktywnej transformatorów i oleju izolacyjnego wypełniającego ich kadź stosowany jest najczęściej pomiar z wykorzystaniem czujników typu Pt100 lub Ni100 [3]. Pomiary temperatury realizowane w ten sposób mają jednak wyraźne ograniczenia, które związane są m.in. z dopuszczalnym obszarem instalacji tych czujników – nie jest możliwe umieszczanie tego typu sond pomiarowych w bliskiej odległości uzwojeń, które znajdują się na wysokim potencjale. Z tej przyczyny termometry oporowe instalowane są na pokrywie w kapilarach wypełnionych olejem lub w górnym jarzmie rdzenia transformatora, jako tzw. czujnik szczelinowy [4]. Wobec powyższego, pomiar temperatury uzwojeń może być realizowany tylko w sposób pośredni, z wykorzystaniem opracowanego modelu cieplnego.

Ograniczenia dotychczasowych metod pomiarowych powodują, że uzyskiwane w ten sposób pomiary nie są do końca miarodajne, a obliczenia cieplne opierające się o estymacje prowadzone z wykorzystaniem wyznaczonych współczynników nie gwarantują dostatecznej dokładności i pewności w ocenie pozostałego czasu życia transformatora [1, 2]. Rozwój technologii pomiarowych i wprowadzenie na rynek producentów transformatorów optycznych czujników pomiarowych stworzyło jednak możliwość skutecznego pomiaru temperatury dowolnych elementów ich części aktywnej. Czujniki te umożliwiają jednak pomiar temperatury tylko w jednym zdefiniowanym wcześniej punkcie, który po instalacji nie może ulec zmianie. Dlatego kluczowym zagadnieniem jest prawidłowe określenie punktów instalacji i ocena, czy metoda ta stanowi skuteczną alternatywę pomiarową wobec rozwiązań stosowanych do tej pory. Obecnie brak jest także jednoznacznych wytycznych gwarantujących efektywne wykorzystanie tej metody pomiarowej, a zamawiający nowe transformatory nie mają możliwości technicznej weryfikacji poprawności umieszczenia przez producenta poszczególnych czujników w tzw. punktach gorących uzwojeń i rdzenia.

2. Charakterystyka badanego transformatora typu TONRLc 31500/120

Weryfikację obliczeń cieplnych i pomiarów rzeczywistych przyrostów temperatury uzwojeń z użyciem czujników światłowodowych przeprowadzono dla transformatora typu TONRLc 31500/120, który został zaprojektowany i wyprodukowany w firmie EthosEnergy Poland S.A. Transformator TONRLc 31500/120 to transformator sieciowy dużej mocy z radiatorowym układem chłodzenia i naturalnym obiegiem oleju ON-AN. Podstawowe dane znamionowe badanego transformatora przedstawiono w tabeli 1.

Tabela 1. Dane znamionowe badanego transformatora [5]

Typ TONRLc 31500/120
Rok budowy 2016
Moc znamionowa 31,5 MVA
Częstotliwość 50 Hz
Napięcie uzwojenia GN 120 000V ±15% (±12 st.)
Prąd uzwojenia GN (+/0/-) 131,8 – 151,6 – 178,3 A
Napięcie uzwojenia DN 6 300V
Prąd uzwojenia DN1 i DN2 2886,8 A
Układ i grupa połączeń YNd11
Napięcie zwarcia 11,58%
Rodzaj pracy C
Chłodzenie ON-AN

Transformator zbudowano na rdzeniu trójkolumnowym. Na wszystkich kolumnach rdzenia osadzone zostały uzwojenia. Komplet uzwojeń na jednej kolumnie zawiera kolejno od rdzenia: dwa szeregowo połączone uzwojenia dolnego napięcia (DN1 i DN2), uzwojenie górnego napięcia (GN) i uzwojenie regulacyjne strony górnego napięcia (GNR). Uzwojenie GN zostało nawinięte jako cewkowe z kanałami chłodzącymi i pierścieniami ekranującymi na krawędziach. Natomiast uzwojenie regulacyjne GNR zostało wykonane jako wydzielone uzwojenie śrubowe z odczepami wyprowadzonymi do podobciążeniowego przełącznika zaczepów. Na rys. 1 przestawiono schemat układu uzwojeń jednostki TONRLc 31500/120.

Rys. 1. Schemat układu uzwojeń transformatora TONRLc 31500/120 [5]

Obliczenia cieplne i pomiary strat badanego transformatora zostały przeprowadzone dla nastaw przełącznika na zaczepach skrajnych: minimalnej (poz. 25 – MIN), maksymalnej (poz. 1 – MAX) i nominalnej (poz. 13 – NOM).

3. Przykładowe wyniki obliczeń numerycznych temperatury uzwojeń transformatora TONRLc 31500/120

Punkt instalacji czujnika światłowodowego temperatury nie powinien być miejscem przypadkowym. Wiedząc, że uzwojenie transformatora dużej mocy ma od kilkudziesięciu do ponad 100 cewek, a systemy pomiarowe udostępniają kilka do kilkunastu kanałów pomiarowych, nie ma możliwości pomiaru temperatury wszystkich cewek uzwojenia. Dlatego wybór punktów instalacji to kluczowy etap montażu światłowodowego systemu pomiaru temperatury. Najbardziej uzasadnione jest zainstalowanie czujnika w punkcie gorącym uzwojenia, ponieważ pozwala to na jednoczesną kontrolę temperatury decydującej o czasie życia danego transformatora [6].

Wyboru miejsca instalacji światłowodowych czujników pomiaru temperatury punktów gorących transformatora typu TONRLc 31500/120 dokonano przy wykorzystaniu pakietu obliczeniowego SAPR TON, opracowanego przez Open Stock Company “Ukrainian Research, Design and Technological Transformer Institute” w Zaporożu. Zastosowany pakiet umożliwia przeprowadzenie obliczeń numerycznych dla jednostek o mocach od 2,5 do 1000 MVA i napięciach do 1150 kV. Do obliczeń cieplnych części aktywnej badanego transformatora wykorzystano moduł TPO, którego przykładowe okno dialogowe przestawiono na rys. 2.

Rys. 2. Ekran wyników obliczeń cieplnych uzwojeń transformatora [5]

W tabeli 2 przedstawiono przykładowe wyniki symulacji komputerowej rozkładu temperatury wybranych cewek uzwojenia DN1 i ustawienia podobciążeniowego przełącznika zaczepów (PPZ) w pozycji MIN, gdyż dla tej konfiguracji straty sumaryczne były największe.

Tabela 2. Wyniki obliczeń wybranych cewek uzwojenia DN1 – zaczep GNR-MIN [5]

Nr cewki Odległość środka cewki do dolnego jarzma Gęstość strumienia cieplnego ∆Θh
[mm] [W/m2] [°C]
88 1509,89 1053,00 75,95
87 1493,27 955,48 73,46
86 1476,64 905,52 72,22
85 1460,01 873,54 71,27
44 778,21 760,63 53,15
43 761,58 759,33 52,74
4 113,04 755,47 38,59
3 96,41 780,29 38,81
2 79,78 820,33 39,37
1 63,15 900,72 40,79

Podczas pracy transformatora przy różnych nastawach PPZ zmienia się prąd uzwojenia GN, natomiast prąd uzwojenia DN1 i DN2 pozostaje stały. W związku z tym wartość przyrostu temperatury punktu gorącego dla uzwojenia DN1 i DN2 jest we wszystkich przypadkach bardzo zbliżona. Na rys. 3 przedstawiono bezpośrednie porównanie wykresów dla trzech wybranych zaczepów regulacyjnych MIN, NOM, MAX. Dzięki temu można zauważyć, że charakterystyki pokrywają się na całej ich długości. Oznacza to, że na całej wysokości uzwojenia DN1 niezależnie od zaczepu, na którym pracuje uzwojenie regulacyjne GNR wartości przyrostów temperatur w poszczególnych cewkach są zbliżone.

Rys. 3. Porównanie wyników symulacji rozkładu temperatury w cewkach uzwojenia DN1 dla ustawień przełącznika w pozycji MIN, MAX, NOM [5]

Bezpośrednie porównanie wyników obliczeń numerycznych dla uzwojeń DN1 i DN2 przedstawiono w tabeli 3. Na podstawie danych zawartych w poniższej tabeli można stwierdzić, że uzwojenie DN1 ma wyższy przyrost temperatury punktu gorącego ∆Θh od uzwojenia DN2. Główną przyczyną tego jest to, że jest to uzwojenie najbardziej wewnętrzne – położone najbliżej rdzenia. Tym samym spośród wszystkich uzwojeń transformatora ma najmniej korzystne warunki chłodzenia. Zgodnie z przeprowadzoną symulacją obliczeniową najgorętsza jest zawsze ostatnia, najwyższa cewka uzwojenia nr 88. Wartość maksymalna przyrostu temperatury punktu gorącego uzwojenia DN1 występuje podczas pracy transformatora na zaczepie MIN uzwojenia GNR. Wynosi ona wtedy 75,95 °C. Na podstawie uzyskanych wyników symulacji cewka numer 88 została wytypowana do realizacji pomiaru bezpośredniego – instalacji czujnika optycznego.

Tabela 3. Porównanie wyników symulacji przyrostu temperatury punktu gorącego dla uzwojenia DN1 i DN2 [5]

Ustawienie uzwojenia regulacyjnego GNR-MIN GNR-NOM GNR-MAX
Nr najgorętszej cewki / przewodu uzwojenia DN 88 88 88
Przyrost temperatury punktu gorącego ∆Θh [°C] dla uzwojenia DN1 75,95 75,90 75,88
Przyrost temperatury punktu gorącego ∆Θh [°C] dla uzwojenia DN2 74,52 74,14 74,48

Porównanie obliczeniowych wartości przyrostu temperatury punktu gorącego uzwojenia GN dla poszczególnych przypadków pracy, dla wybranych ustawień PPZ, przedstawiono w tabeli 4.

Tabela 4. Zestawienie maksymalnych przyrostów temperatur punktu gorącego uzwojenia GN obliczonych dla pracy transformatora na zaczepach MIN, NOM, MAX [5]

Zaczep pracy przełącznika MIN NOM MAX
Nr najgorętszej cewki / przewodu uzwojenia GN 70 70 70
Przyrost temperatury punktu gorącego ∆Θh [°C] 77,93 72,40 67,95

Z przedstawionego zestawienia wynika, że najwyższa temperatura punktu gorącego w cewce powinna wystąpić w uzwojeniu GN podczas pracy na zaczepie MIN, wtedy prąd płynący w uzwojeniu jest najwyższy. W ostatniej, górnej cewce nr 70, temperatura punktu gorącego wynosi 77,93 °C.

Zbiorcze porównanie wyników uzyskanych z obliczeń numerycznych dla uzwojenia GN przedstawiono na rys. 4. Wykres pozwala zauważyć różnice w temperaturach poszczególnych cewek na całej wysokości uzwojenia. W przedziale od 15 cewki do 50 cewki przebieg wykresu ma charakter względnie liniowy. Natomiast w pozostałym przedziale jest zmienny, a w strefie krańcowych górnych i dolnych cewek, temperatura punktu gorącego wyraźnie wzrasta. Znaczenie ma w tym przypadku obecność uzwojenia regulacyjnego, które również ma wpływa na kształt linii pola elektrycznego. W ostatnich skrajnych cewkach uzwojenia GN wzrastają straty dodatkowe, przekładające się na bezpośredni wzrost temperatur punktów gorących wyznaczonych dla poszczególnych cewek.

Rys. 4. Rozkład temperatur w cewkach uzwojenia GN – porównanie na zaczepach MIN, MAX, NOM [5]

4. Wyniki pomiarów cieplnych transformatora TONRLc 31500/120 w odniesieniu do rezultatów uzyskanych podczas symulacji numerycznych

Do pomiaru temperatury punktów gorących w uzwojeniach transformatora TONRLc 315000/120 wykorzystano system pomiarowy firmy Qualitrol, który składał się z sześciu czujników światłowodowych i rejestratora. Zgodnie z wymaganiami norm [7, 8] próba cieplna została przeprowadzona dla maksymalnych strat jednostki, przy załączonych wszystkich urządzeniach chłodzących. Były to warunki odpowiadające symulacjom obliczeniowym wykonanym dla zaczepu MIN przełącznika PPZ.

Na podstawie analizy wyników obliczeń numerycznych przyjęto, że czujniki optyczne zostaną zainstalowane we wstawce dystansowej pomiędzy 87 i 88 cewką uzwojenia DN1. Dla wszystkich trzech faz badanego transformatora montaż wykonany został w analogiczny sposób. Czujniki optyczne zostały oznaczone następująco: C01 dla fazy U, C02 dla fazy V, C03 dla fazy W. Natomiast obliczenia numeryczne przeprowadzone dla uzwojenia GN pozwoliły ustalić, że najwyższa spodziewana temperatura punktu gorącego wystąpi w najwyższej 70 cewce tego uzwojenia, a jej przyrost wyniesie ok. 77,93 °C.

W związku z tym światłowód został umieszczony we wstawce pomiędzy 69 i 70 cewką. Czujniki zostały umieszczone w uzwojeniach GN we wszystkich trzech fazach i oznaczono je odpowiednio: C04 dla fazy U, C05 dla fazy V, C06 dla fazy W. Graficzną reprezentację lokalizacji czujników pomiarowych w cewkach uzwojeń strony DN i GN transformatora TONRLc 315000/120 przedstawiono na rys. 5.

Rys. 5. Schemat rozmieszczenia światłowodowych czujników optycznych w uzwojeniach transformatora TONRLc 31500/120 [5]

W trakcie realizacji próby cieplnej transformatora prowadzona była ciągła rejestracja temperatury za pomocą światłowodowych czujników optycznych. Odczyt temperatury odbywał się co 10 sekund podczas całej próby. Proces nagrzewania badanego urządzenia ustabilizował się po około 12 godzinach próby nagrzewania – osiągnięto stabilną wartość temperatury w punktach gorących uzwojeń (rys. 6, punkt a). Wtedy rozpoczęto drugi etap próby cieplnej. Po 60 minutach zakończono próbę odłączeniem zasilania i pomiarem rezystancji uzwojeń (rys. 6, punkt b).

Rys. 6. Wartości temperatury punktu gorącego uzwojenia DN1 zmierzone podczas próby cieplnej [5]

W tabeli 5 zestawiono porównawcze wyniki obliczeń numerycznych i pomiarów temperatury w uzwojeniu DN1, które wykonano podczas próby nagrzewania czujnikami optycznymi.

Jak wynika z zestawienia w tabeli 5, najwyższy zmierzony przyrost temperatury punktu gorącego wystąpił w uzwojeniu DN1 środkowej fazy V i wyniósł on 76,80 °C.

Tabela 5. Zestawienie temperatur uzwojenia DN1 [5]

Lokalizacja czujnika (oznaczenie) DN-faza U (C01) DN-faza V (C02) DN-faza W (C03)
Jednostka [oC] [oC] [oC]
Temperatura na zakończenie I etapu – punkt (a), rys. 5 102,04 105,34 103,46
Temperatura na zakończenie II etapu – punkt (b), rys 5 99,60 101,30 99,85
Średnia temperatura otoczenia w momencie zakończenia próby (Qa) 24,5 24,5 24,5
Przyrost temperatury w punkcie gorącym wyznaczony z pomiarów (ΔQh DN1) 75,10 76,80 75,35
Przyrost temperatury w punkcie gorącym obliczony numerycznie (ΔQho DN1) 75,95 75,95 75,95

W związku z tym, że norma dopuszcza maksymalny przyrost punktu gorącego wynoszący 78 °C, to wynik próby jest pozytywny. Porównując otrzymaną wartość ΔQh DN1 z wynikiem symulacji obliczeniowej ΔQho DN1 wykazano różnicę wynoszącą tylko 0,85 °C, co potwierdza zbieżność pomiaru z wynikiem obliczeń numerycznych. Należy podkreślić, że wykonane pomiary z użyciem czujników optycznych weryfikowały temperatury wszystkich trzech uzwojeń DN1, natomiast w obliczeniach wyznaczono tylko jedną wartość – wartość maksymalną.

Podczas próby cieplnej transformatora rejestracja temperatur czujnikami optycznymi obejmowała także uzwojenia GN. Proces rejestracji prowadzony był w sposób ciągły, podobnie jak w przypadku uzwojenia DN1. Na rys. 7 zilustrowano przebiegi zmian wartości temperatury zmierzonych w cewkach uzwojenia GN w czasie próby nagrzewania badanego transformatora. Natomiast w tabeli 6 przedstawiono porównawcze wyniki obliczeń numerycznych i pomiarów temperatury uzwojenia GN, które zarejestrowano czujnikami optycznymi. Jak wynika z zestawienia zaprezentowanego w tabeli 6, najwyższy zmierzony przyrost temperatury punktu gorącego wystąpił w uzwojeniu GN środkowej fazy V i wyniósł 77,51 oC. Porównując otrzymaną wartość ΔQhGN z wynikiem symulacji obliczeniowej ΔQho GN autor stwierdził różnicę wynoszącą tylko 0,42 °C, co ponownie potwierdziło wysoką zbieżność pomiaru rzeczywistego z wynikiem obliczeń numerycznych. Z wykonanych pomiarów wynika także, że najwyższy przyrost temperatury punktu gorącego występuje w cewce fazy V.

Rys. 7. Wartości temperatury punktu gorącego uzwojenia GN rejestrowane podczas próby cieplnej [5]

Tabela 6. Zestawienie uzyskanych temperatur uzwojenia GN [5]

Lokalizacja czujnika (oznaczenie) GN-faza U (C04) GN-faza V (C05) GN-faza W (C06)
Jednostka [oC] [oC] [oC]
Temperatura na zakończenie I etapu – punkt (a), rys. 7 105,10 106,30 104,60
Temperatura na zakończenie II etapu – punkt (b), rys. 7 101,04 102,01 100,54
Średnia temperatura otoczenia w momencie zakończenia próby (Qa) 24,5 24,5 24,5
Przyrost temperatury w punkcie gorącym wyznaczony z pomiarów (ΔQh GN) 76,54 77,51 76,04
Przyrost temperatury w punkcie gorącym obliczony numerycznie (ΔQho GN) 77,93 77,93 77,93

5. Podsumowanie

Na podstawie przeprowadzonych badań dokonano sprawdzenia wyboru miejsca instalacji czujników optycznych w cewkach uzwojenia transformatora typu TONRLc 315000/120. Zrealizowane próby eksperymentalne wykazały, że na podstawie wyników modelowania numerycznego rozkładu pola temperaturowego uzwojeń transformatora możliwe jest skuteczne i efektywne określenie punktów gorących w poszczególnych cewkach, w których należy instalować czujniki światłowodowe. Należy jednocześnie podkreślić, że dokładna znajomość wartości temperatury części aktywnej transformatorów jest jednym z podstawowych czynników decydujących o czasie życia tych urządzeń. Z punktu widzenia starzenia papierowo-olejowego układu izolacyjnego transformatora, kluczowa dla diagnosty jest informacja o najwyższej występującej w jego wnętrzu temperaturze. Aktualnie pomiar ten jest już możliwy do wykonania i realizuje się go z wykorzystaniem czujników światłowodowych montowanych w wybranych cewkach uzwojenia. Aby pomiar ten był jednak użyteczny pod kątem oceny stopnia degradacji wewnętrznego układu izolacyjnego transformatora, czujniki optyczne muszą zostać umiejscowiono dokładnie w tzw. punktach gorących. Przeprowadzone przez autorów badania wykazały, że do określenia i lokalizacji punktów gorących w uzwojeniach można wykorzystać wyniki obliczeń numerycznych. Uzyskane w trakcie prób grzewczych przyrosty temperatury z użyciem czujników optycznych umieszczonych w punktach wyznaczonych podczas obliczeń projektowych wykazały, że ich zbieżność z danymi otrzymanymi w ramach symulacji komputerowych jest relatywnie bardzo wysoka (Tabele 5 i 6). Uzyskane przez autorów wyniki przyrostów temperatury pomiędzy wartościami wyznaczonymi obliczeniowo, a zarejestrowanymi w trakcie prób nagrzewania nie przekraczają dokładności zastosowanego światłowodowego systemu pomiarowego, którego niepewność pomiarowa wynosiła ± 1 ° C. W trakcie wykonanych badań stwierdzono również, że właściwym miejscem do instalacji czujnika optycznego, mierzącego temperaturę punktu gorącego, jest uzwojenie środkowej fazy, co jest spowodowane najprawdopodobniej tym, że ma ono najgorsze warunki chłodzenia. Zrealizowane prace potwierdziły także, że użycie czujników optycznych umożliwia precyzyjne określenie rzeczywistej temperatury części aktywnej transformatorów, a pomiar realizowany jest z dużą szybkością i niewielką inercją.

Sebastian Borucki, Politechnika Opolska,
Arkadiusz Kulik, EthosEnergy Poland S.A.

Literatura

[1] Bródka B. et al.: Obliczanie wydajności układu chłodzenia ON-AN transformatora energetycznego średniej mocy, Computer Application in Electrical Engineering, Issue 82, pp. 227-233, 2015.
[2] Feng, D. et al.: Evaluation of power transformers effective hot-spot factors by thermal modeling of scrapped units, IEEE Trans. Power Deliv.,
Vol. 29, Issue 5, pp. 2077–2085 2014.
[3] Glinkin E.I., Chichyov S.I.: Monitoring of 110 kV power transformers,
УДК 621.332. 1, ISSN 0136-5835, pp.179–186, 2011.
[4] Kulik, A.: Aspekty zastosowania światłowodowego pomiaru temperatury punktów gorących w wysokonapięciowych uzwojeniach transformatorów dużych mocy, Przegląd Elektrotechniczny. 1, str. 11, 43–48, 2017.
[5] Kulik, A.: Wykorzystanie metod optycznych w diagnostyce izolacji transformaotrów dużej mocy, Rozprawa doktorska, prom. Borucki S., Politechnika Opolska, Opole, 2018.
[6] Picher P. et al.: Optimization of transformer overload using advanced thermal modelling, 43rd Int. Conf. Large High Volt. Electr. Syst. 2010, CIGRE 2010.
[7] PN-EN 60076-1: Transformatory wymagania ogólne. Część 1, 2015.
[8] PN-EN 60076-2: Transformatory część 2: Przyrosty temperatur dla transformatorów olejowych, 2011.

Click to comment

Leave a Reply

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

To Top