Transformator w stacji zakładowej potrafi przepracować kilkanaście lat bez interwencji, co łatwo wziąć za dowód, że jest urządzeniem bezobsługowym. Pytanie brzmi jednak nie tyle, czy go badać, ile co konkretnie wykrywa dany rodzaj badania. Część defektów ujawnia się wyłącznie w składzie gazów rozpuszczonych w oleju, część przy rozebranym napędzie wyłącznika, a część tylko wtedy, gdy rozdzielnica pracuje pod obciążeniem.
W dalszej części wyjaśniamy, skąd realnie wynikają czasookresy przeglądów, co mówi analiza gazów rozpuszczonych i dlaczego liczy się przyrost stężeń, a nie sama wartość, jaki jest zakres badań elektrycznych transformatora, co sprawdza się w polu rozdzielnicy średniego napięcia oraz jakie uszkodzenia wykrywa dopiero kamera termowizyjna. Zapraszamy do lektury!
Czasookresy – skąd się biorą?
Prawo budowlane nakłada obowiązek okresowej kontroli stanu technicznego, a kontrola przeprowadzana co najmniej raz na pięć lat obejmuje badanie instalacji elektrycznej i piorunochronnej. Ten termin nie stanowi jednak programu utrzymania stacji. Zakres i częstość czynności eksploatacyjnych wynikają z instrukcji eksploatacji, której obowiązek sporządzenia nakłada rozporządzenie Ministra Energii z 28 sierpnia 2019 roku w sprawie bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach energetycznych. Instrukcja ma określać między innymi wymagania w zakresie eksploatacji urządzenia oraz terminy przeprowadzania przeglądów, prób i pomiarów, a podstawą jej opracowania jest dokumentacja producenta i pomocniczo instrukcje ramowe PTPiREE.
Wniosek dla utrzymania ruchu jest prosty: bez własnej instrukcji z wpisanymi czasookresami zakład nie ma czym wykazać, że przegląd wykonano w terminie. Pięcioletni cykl pozostaje wtedy jedynym punktem odniesienia, choć dla transformatora obciążonego blisko mocy znamionowej jest to odstęp zbyt długi.
Jakie znaczenie ma olej?
Olej izoluje, odbiera ciepło i jednocześnie przenosi informację o stanie wnętrza jednostki. Rozkład oleju oraz izolacji celulozowej pod wpływem temperatury lub wyładowań uwalnia gazy, które rozpuszczają się w oleju i pozwalają się zmierzyć metodą chromatografii gazowej. Interpretację prowadzi się według normy IEC 60599, metodą trójkąta Duvala opartą na zawartości metanu, etylenu i acetylenu, albo według IEEE C57.104, gdzie sztywne progi zastąpiono granicami percentylowymi i szybkością gazowania.
Poszczególne mechanizmy uszkodzenia zostawiają w oleju odmienny ślad:
- wodór i metan – wyładowania niezupełne oraz defekty o niskiej energii;
- etan i etylen – przegrzewanie, przy czym udział etylenu rośnie wraz z temperaturą defektu;
- acetylen – wyładowania łukowe; gaz powstaje wyłącznie przy dużej energii defektu i uznaje się go za najcenniejszy wskaźnik poważnego uszkodzenia;
- tlenek i dwutlenek węgla – degradacja izolacji celulozowej, czyli papieru, a nie samego oleju;
- parametry fizykochemiczne – wilgotność, napięcie przebicia i liczba kwasowa, oceniane według kategorii z normy IEC 60422.
Najważniejsza uwaga metodyczna dotyczy sposobu czytania wyników: diagnostycznie decyduje przyrost stężeń między kolejnymi próbkami, nie wartość bezwzględna w jednym pomiarze. W opisanym w literaturze branżowej przypadku transformatora 10 MVA o napięciach 121/30 kV, wyłączonego przez zabezpieczenie gazowo-przepływowe, żadne stężenie nie przekraczało wartości typowych, a jednak porównanie z próbką pobraną miesiąc wcześniej pokazało wyraźny wzrost zawartości acetylenu, wodoru i etylenu i wskazało na wyładowania. Obraz zaciemnia dodatkowo przechodzenie części gazów do przestrzeni nadolejowej: spadek stężenia nie musi oznaczać wygaśnięcia procesu.
Badania elektryczne transformatora
Pomiary przy jednostce wyłączonej spod napięcia obejmują kilka niezależnych warstw. Rezystancję izolacji uzwojeń ocenia się razem ze wskaźnikami czasowymi, bo sama wartość bez odniesienia do temperatury i czasu pomiaru niewiele mówi o stanie izolacji. Rezystancja uzwojeń mierzona prądem stałym ujawnia uszkodzone połączenia oraz nieprawidłowości w przełączniku zaczepów, a pomiar przekładni i sprawdzenie grupy połączeń weryfikują stan uzwojeń po przeciążeniach.
Głębszą diagnostykę dają współczynnik strat dielektrycznych i pojemność układu izolacyjnego, mierzone także na przepustach. Odkształcenia uzwojeń po przejściu prądu zwarciowego wykrywa analiza odpowiedzi częstotliwościowej, a wyładowania niezupełne mierzy się metodą elektryczną według normy IEC 60270 albo metodą emisji akustycznej, która pozwala zlokalizować źródło na obiekcie w ruchu.
Osobnej uwagi wymaga podobciążeniowy przełącznik zaczepów. Jako jedyny element ruchomy wewnątrz kadzi należy do najczęstszych źródeł uszkodzeń, a ocenia się go pośrednio, głównie na podstawie analizy gazów i pomiaru rezystancji uzwojeń.
Pole rozdzielnicy: mechanika obok elektryki
Przegląd rozdzielnicy średniego napięcia rozpada się na dwie części, z których pierwsza bywa traktowana pobieżnie. Zakres obejmuje:
- stan styków głównych wraz z pomiarem rezystancji przejścia, dającym najwięcej informacji o połączeniach obciążonych prądem roboczym;
- równoczesność zwierania i rozwierania biegunów oraz pomiar czasów własnych wyłącznika;
- napęd i mechanizm zamykający: regulacja, smarowanie, stan sprężyn, sprawność cewek załączającej i wyłączającej;
- blokady mechaniczne, zamki i elektromagnesy deblokady, które decydują o bezpieczeństwie obsługi;
- stan izolatorów, przegród i przedziału przyłączowego, a w aparatach z SF6 ciśnienie i szczelność gazu;
- przekładniki prądowe i napięciowe wraz ze sprawdzeniem zadziałania zabezpieczeń według wprowadzonych nastaw, wymuszanym od strony pierwotnej przez przekładniki albo od wtórnej testerem.
Dlaczego mechanika nie jest tu dodatkiem, pokazuje zdarzenie opisywane przez firmy serwisowe. Przy próbie zabezpieczenie poprawnie wykryło wymuszony prąd zakłóceniowy i wysłało sygnał na cewkę wyłączającą, ale zapylony i zawilgocony mechanizm nie pozwolił otworzyć wyłącznika. Nastawy były prawidłowe, tor pomiarowy sprawny, a operacja łączeniowa nie doszła do skutku.
Defekty widoczne wyłącznie pod obciążeniem
Istnieje grupa uszkodzeń, których nie wykryje żaden pomiar wykonany przy wyłączonej rozdzielnicy: podwyższona rezystancja połączenia śrubowego na szynie, niedokręcony zacisk kablowy, częściowo utleniona powierzchnia stykowa. Przy braku przepływu prądu takie miejsce nie różni się niczym od pozostałych, bo objawem jest wydzielanie ciepła rosnące z kwadratem prądu. Stąd rola pomiarów termowizyjnych, wykonywanych na pracującym obiekcie.
Poprawne badanie wymaga kilku warunków. Obciążenie w chwili pomiaru powinno być zbliżone do typowego i musi zostać zapisane, bo bez znanego prądu wynik jest nieporównywalny. Uwzględnia się emisyjność powierzchni, inną dla szyny malowanej i dla nieosłoniętej miedzi, a punkty pomiarowe muszą być dostępne dla obiektywu, co przy rozdzielnicach zamkniętych wymaga okien wziernikowych.
Interpretacja opiera się na dwóch porównaniach: różnicy temperatur między fazami tego samego pola oraz zestawieniu wyniku ze zdjęciem z tego samego punktu z poprzedniego przeglądu, po przeliczeniu na wspólne obciążenie odniesienia. Pomiar przy dwudziestu procentach obciążenia zaniża przyrost temperatury kilkukrotnie, więc protokół bez zapisanego prądu nie pozwala wnioskować o trendzie.
Żadna z metod nie zastępuje drugiej. Kamera nie zmierzy rezystancji przejścia styku, a miernik rezystancji nie wykryje przegrzewającego się połączenia w rozdzielnicy, której nie da się wyłączyć. Pierwsza pracuje na obiekcie w ruchu, druga wymaga postoju, i dlatego obie znajdują się w programie przeglądu.
Program złożony z badań oleju, pomiarów elektrycznych, serwisu mechanicznego napędów i pomiarów pod obciążeniem łatwiej rozliczyć, gdy odpowiada za niego jeden wykonawca, prowadzący komplet wyników i wynikające z nich zalecenia. Utrzymaniem infrastruktury elektroenergetycznej, przeglądami transformatorów i rozdzielni oraz diagnostyką instalacji przemysłowych zajmuje się między innymi Elektrosfera.
Diagnostyka stacji składa się z trzech niezależnych warstw. Olej opisuje procesy wewnątrz transformatora, pomiary elektryczne stan izolacji i uzwojeń, a przegląd mechaniczny wraz z termowizją odpowiadają na pytanie, czy aparatura wykona operację łączeniową, kiedy będzie musiała. Pominięcie którejkolwiek z nich zostawia lukę, której nie nadrobi dokładniejsze badanie w pozostałych dwóch. Wartość diagnostyczną tworzy przy tym dopiero historia: pojedynczy protokół jest zdjęciem stanu z jednego dnia, a decyzje remontowe podejmuje się na podstawie trendu, więc wyniki trzeba prowadzić w jednym rejestrze wraz z warunkami pomiaru. Jeżeli w instrukcji eksploatacji brakuje czasookresów dla stacji albo ostatni przegląd ograniczył się do pomiarów przy wyłączonym obiekcie, warto uzupełnić program o badania oleju z historią próbek oraz pomiar termowizyjny pod obciążeniem.
Artykuł sponsorowany
