Jak wykryć starzenie się transformatora zanurzonego w oleju?

Transformatory zanurzone w oleju są kluczowymi i długotrwałymi aktywami w systemach elektroenergetycznych. Jednak, jak każdy sprzęt, przechodzą one procesy starzenia, które mogą ostatecznie zagrozić niezawodności i bezpieczeństwu. Proaktywne wykrywanie starzenia się jest niezbędne do świadomej konserwacji, planowania przedłużenia życia i zapobiegania katastrofalnym awariom.
Dlaczego warto wykrywać starzenie się?
Podstawowymi materiałami izolacyjnymi w transformatorze zanurzonym w oleju są olej izolacyjny i stała izolacja na bazie celulozy (papier, płyta pilśniowa). Starzenie powoduje degradację tych materiałów, zmniejszając ich wytrzymałość dielektryczną i integralność mechaniczną. Niekontrolowana degradacja może prowadzić do zmniejszenia nośności, wyładowań niezupełnych i ostatecznie do uszkodzenia dielektryka.

Kluczowe metody wykrywania:

Analiza oleju izolacyjnego (podstawowy płyn diagnostyczny):

Analiza gazów rozpuszczonych (DGA): Jest to podstawa monitorowania stanu transformatorów. W miarę degradacji termicznej i elektrycznej materiałów izolacyjnych powstają charakterystyczne gazy rozpuszczone w oleju. Do najważniejszych gazów należą:

Wodór (H?): Ogólny wskaźnik wyładowań niezupełnych lub usterek termicznych.

Metan (CH?), Etan (C?H?), Etylen (C?H?): Przede wszystkim wskazują na degradację termiczną oleju (odpowiednio niska, średnia, wysoka temperatura).

Acetylen (C?H?): Silny wskaźnik łuku lub bardzo wysokotemperaturowych usterek termicznych (> 700°C).

Tlenek węgla (CO) i dwutlenek węgla (CO?): Podstawowe wskaźniki degradacji izolacji celulozy (papieru), zwłaszcza starzenia termicznego i przegrzania. Rosnący CO/CO? poziomy są istotnymi markerami starzenia.

Analiza związków furanowych: Degradacja izolacji celulozowej powoduje powstawanie specyficznych związków chemicznych zwanych furanami (np. 2-Furfuraldehydu). Pomiar stężenia furanu w oleju pozwala na bezpośrednią, ilościową ocenę stopnia utraty polimeryzacji (DP) w papierze, co koreluje bezpośrednio z jego pozostałą wytrzymałością mechaniczną i dielektryczną.

Kwasowość (liczba neutralizacji): Starzenie się zarówno oleju, jak i celulozy powoduje powstawanie kwaśnych produktów ubocznych. Rosnąca liczba kwasowa przyspiesza degradację zarówno oleju, jak i papieru, tworząc pętlę sprzężenia zwrotnego. Śledzenie kwasowości jest kluczowe.

Zawartość wilgoci: Woda jest silnym przyspieszaczem starzenia celulozy i zmniejsza wytrzymałość dielektryczną. Monitorowanie poziomu wilgoci w oleju (i szacowanie poziomu w izolacji stałej) ma kluczowe znaczenie. Starzejący się papier uwalnia również związaną wodę.

Wytrzymałość dielektryczna / napięcie przebicia: mierzy zdolność oleju do wytrzymywania naprężeń elektrycznych. Zanieczyszczenie i produkty uboczne starzenia mogą obniżyć tę wartość.

Napięcie międzyfazowe (IFT): mierzy obecność zanieczyszczeń polarnych i rozpuszczalnych produktów ubocznych starzenia w oleju. Malejący IFT wskazuje na zanieczyszczenie i/lub zaawansowaną degradację oleju.

Testy elektryczne:

Współczynnik mocy / współczynnik rozpraszania (Tan Delta): Mierzy straty dielektryczne w układzie izolacyjnym (olej i ciało stałe). Rosnący współczynnik mocy wskazuje na pogarszającą się jakość izolacji z powodu wilgoci, zanieczyszczeń lub starzejących się produktów ubocznych zwiększających przewodność.

Odporność na nawijanie: Choć służy głównie do wykrywania problemów z kontaktem, znaczące zmiany w czasie mogą czasami korelować z degradacją.

Analiza odpowiedzi częstotliwościowej (FRA): Wykrywa przede wszystkim odkształcenia mechaniczne (przesunięcia, luzy) w strukturze uzwojenia. Chociaż nie jest to bezpośredni chemiczny środek starzenia, poważne starzenie się może mieć wpływ na integralność mechaniczną, potencjalnie wykrywalną przez FRA.

Pomiar prądu polaryzacji/depolaryzacji (PDC)/napięcia odzysku (RVM): Te zaawansowane techniki reakcji dielektrycznej dostarczają szczegółowych informacji na temat zawartości wilgoci i stanu starzenia izolacji celulozowej, uzupełniając analizę furanu.

Rejestry kontroli fizycznej i konserwacji:

Kontrola wizualna (wewnętrzna, jeśli to możliwe): Podczas kontroli wewnętrznych (np. po przetworzeniu oleju lub w celu naprawy) bezpośrednie badanie rdzenia, uzwojeń i elementów konstrukcyjnych może ujawnić fizyczne oznaki starzenia, takie jak kruchy papier, osady osadowe, korozja lub śledzenie węgla.

Kontrola oleju: Wizualne kontrole oleju pod kątem przejrzystości, koloru (ciemnienie może wskazywać na starzenie się) oraz obecności osadu lub osadu.

Historia obciążenia: Przegląd historycznych profili obciążenia, w szczególności okresów przeciążenia, zapewnia kontekst dla naprężeń termicznych doświadczanych przez izolację.

Rekordy temperatury roboczej: Utrzymujące się wysokie temperatury robocze znacznie przyspieszają szybkość starzenia celulozy.

Zintegrowane podejście jest niezbędne:

Żaden pojedynczy test nie daje pełnego obrazu stanu starzenia transformatora zanurzonego w oleju. Skuteczne wykrywanie opiera się na strategii monitorowania opartej na warunkach:

Wartość bazowa: Ustal wartości początkowe poprzez kompleksowe testy po uruchomieniu lub głównej usłudze.

Trendy: Wykonuj regularne testy (szczególnie DGA, furanów, wilgotności, kwasowości, współczynnika mocy) i analizuj wyniki w czasie. Istotnymi wskaźnikami starzenia się są znaczne odchylenia od wartości wyjściowych lub ustalonych trendów.

Korelacja: Wyniki odsyłaczy z różnych testów. Na przykład rosnący CO/CO? a rosnące furany silnie potwierdzają degradację celulozy. Wysoka wilgotność w połączeniu z wysoką kwasowością przyspiesza starzenie.

Analiza ekspercka: Interpretacja złożonych zbiorów danych, zwłaszcza wzorców DGA i połączonych wyników, wymaga wiedzy specjalistycznej. Normy branżowe (IEC, IEEE, CIGRE) dostarczają wytycznych, ale kontekst ma kluczowe znaczenie.

Wykrywanie starzenia się transformatorów zanurzonych w oleju to wieloaspektowy proces skupiający się na regularnej, wyrafinowanej analizie oleju (DGA, furany, wilgotność, kwasowość) wspieranej przez kluczową diagnostykę elektryczną (współczynnik mocy, odpowiedź dielektryczna) i dane kontekstowe (obciążenie, temperatura, inspekcje). Dzięki systematycznemu wdrażaniu i upowszechnianiu tych metod operatorzy mogą dokładnie oceniać stan swoich aktywów, podejmować świadome decyzje dotyczące konserwacji (np. regeneracji lub suszenia oleju), zarządzać ryzykiem i optymalizować pozostały okres użytkowania tych kluczowych elementów sieci energetycznej. Czujny monitoring jest kluczem do zapewnienia ciągłej niezawodności i bezpieczeństwa starzejących się transformatorów zanurzonych w oleju.