Transformatory wysokonapięciowe poprawa niezawodności, wydłużony okres eksploatacji

Transkrypt

1 Transformatory wysokonapięciowe poprawa niezawodności, wydłużony okres eksploatacji David Boutacoff Streszczenie Niezawodność sieci przesyłowej w znacznej mierze zależy od transformatorów wysokonapięciowych, których okres eksploatacyjny w wielu przypadkach dobiega końca. W ramach programów badawczo-rozwojowych prowadzonych przez EPRI od wielu lat opracowywane są ulepszone praktyki eksploatacyjne, zaawansowane czujniki monitorujące stan techniczny oraz techniki analizowania czynników ryzyka, które umożliwiają zapobieganie awariom oraz optymalizację działania tych urządzeń i wydłużenie okresu ich eksploatacji. Zainstalowane w stacjach elektroenergetycznych i elektrowniach transformatory pracują w sposób ciągły, aby zapewnić niezakłócony przepływ mocy w sieci przesyłowej. W elektrowniach atomowych oraz węglowych urządzenia te stanowią połączenie z linią blokową, umożliwiając przesył wyprodukowanej energii elektrycznej oraz zasilanie systemów pomocniczych podczas wyłączenia generatora. Inny rodzaj transformatorów działa w rozdzielniach sieci przesyłowej, gdzie redukują napięcie do poziomu odpowiedniego dla lokalnych sieci dystrybucyjnych. Jak widać, te urządzenia są niezwykle ważnym i jednocześnie bardzo kosztownym elementem systemu elektroenergetycznego. Dlatego też poświęcone im prace badawczo-rozwojowe skupiają się przed wszystkim na problemie zapewnienia ich niezawodności w trakcie całego okresu eksploatacyjnego. Wiele z obecnie funkcjonujących transformatorów zainstalowanych w latach i zbliża się do końca projektowanego okresu eksploatacji. W latach i awarie tych urządzeń występowały stosunkowo rzadko, jednak z upływem lat należy się spodziewać, że będzie ich coraz więcej. Ponieważ są one trudne do przewidzenia, utrudnią proces decyzyjny w zakresie planowania środków na ich naprawy lub wymianę. Dodatkowo sytuację komplikuje fakt, iż z biegiem czasu znacznie wzrosło ich obciążenie, przy jednoczesnym zaostrzeniu wymogów niezawodności. W szczególności dotyczy to transformatorów podwyższających napięcie w elektrowniach pracujących przy obciążeniu podstawowym, gdyż działają one bez przerwy z prawie pełną wydajnością. Ponadto, podłączone bezpośrednio do dużych generatorów, narażone są na przepływy wysokich prądów zakłóceniowych. Awarie transformatorów powodują nie tylko przerwy w dostawie energii elektrycznej, ale mogą również prowadzić do wycieków oleju, pożarów i uszkodzeń współpracujących z nimi urządzeń. Ich wymiana jest niezwykle kosztowna i czasochłonna, a czas realizacji zamówienia na ogół przekracza rok. Ogromne rozmiary tych urządzeń i ich waga dochodząca do setek ton stanowią znaczne utrudnienie dla transportu. Wymiana trójfazowego transformatora dużej mocy podwyższającego napięcie zainstalowanego w elektrowni atomowej często trwa jeszcze dłużej, a urządzenia te trzeba dostarczać w specjalnych wagonach kolejowych. Koszt wymiany wynosi średnio 3-6 milionów dolarów, w zależności od wymaganego napięcia i mocy. - Transformatory to jeden ze słabych punktów zarówno systemu prze- 84

2 syłowego, jak i źródeł wytwórczych twierdzi Michael Howard, starszy wiceprezes ds. badań i rozwoju w EPRI. Jeśli awaria transformatora wystąpi w stacji, która łączy elektrownię z siecią przesyłową, będzie miała takie same konsekwencje, jak awaria elektrowni i może w efekcie prowadzić do jej nieplanowego odłączenia. - Awaria transformatora w elektrowni atomowej wiąże się z poważnymi zagrożeniami zauważa Neil Wilmhurst, dyrektor ds. technologii dla elektrowni z zespołu zajmującego się energetyką jądrową w EPRI. Jeśli dojdzie do zakłócenia pracy transformatora podwyższającego napięcie, będzie to skutkowało nie tylko zatrzymaniem produkcji, ale również wpłynie na systemy bezpieczeństwa. Brak możliwości natychmiastowej wymiany uszkodzonego urządzenia sprawi, że utracone zyski oraz koszty zasilania tymczasowego obsługiwanego przez nie obszaru mogą przekroczyć milion dolarów dziennie. Dodatkowo będą temu towarzyszyły awarie elementów pobliskiej stacji elektroenergetycznej, takich jak transformatory czy budynki. Wspólny projekt Instytut EPRI od wielu lat prowadzi prace badawcze w zakresie zapobiegania awariom transformatorów i wydłużenia ich okresu eksploatacji. Przeprowadzone w ich ramach analizy dotyczyły między innymi praktyk eksploatacyjnych oraz sposobów wydłużenia eksploatacji, a także technologii diagnozujących i monitorujących, które w czasie rzeczywistym dostarczają dane na temat stanu technicznego urządzenia i symptomów potencjalnych awarii. W chwili obecnej EPRI realizuje projekt z udziałem trzech zespołów (Przesył i Wykorzystanie Energii, Energetyka Jądrowa oraz Wytwarzanie Energii), w ramach którego opracowywany jest tzw. Przewodnik po transformatorach dużej mocy, zwany również Miedzianą Księgą, zawierający obszerne i szczegółowe informacje na temat różnych rodzajów transformatorów zebrane w jednym opracowaniu. Ponadto EPRI nawiązał współpracę z amerykańskim Instytutem Eksploatacji Energetyki Jądrowej (INPO) w celu uzupełnienia powyższego opracowania o wszelkie niezbędne informacje dotyczące transformatorów instalowanych w elektrowniach atomowych. Niezwykle ważnym elementem prowadzonych badań jest udział w nich przedsiębiorstw elektroenergetycznych, dostawców transformatorów oraz ich bezpośrednich użytkowników. Jako forum wymiany informacji i doświadczeń ma służyć Grupa Użytkowników Transformatorów i Stacji Elektroenergetycznych, stworzona przez działające w strukturach EPRI Centrum Zastosowań Technologii Jądrowych. - Duża różnorodność grupy umożliwia gromadzenie, opracowywanie i rozpowszechnianie informacji na temat praktyk eksploatacyjnych oraz doświadczeń związanych z naprawą transformatorów wylicza starszy kierownik projektu, Wayne Johnson. Grupa użytkowników składa się z trzech zespołów roboczych: Transformatory Dużej Mocy, Urządzenia Stacji Elektroenergetycznych oraz Zapewnienie Niezawodności Sieci. Pierwszy z nich funkcjonuje jako komitet doradczy podczas opracowywania Miedzianej Księgi. Będzie ona zawierała opis doświadczeń uczestników sektora w zakresie projektowania, testów fabrycznych, wyboru modeli, dokumentacji zakupu, dostawy, eksploatacji i konserwacji transformatorów, a także wyniki badań nad zaawansowanymi technologiami monitorowania w czasie rzeczywistym, z uwzględnieniem analiz zjawiska rozbłysku słonecznego i udaru piorunowego. Ponadto znajdą się w niej przeznaczone dla spółek elektroenergetycznych wytyczne w zakresie monitorowania stanu technicznego, testowania oraz eksploatacji transformatorów dużych mocy, z których skorzystają również inżynierowie odpowiedzialni za poszczególne elementy składowe transformatorów oraz za pracę systemu. Z uwagi na niezwykle obszerną tematykę opracowywanego zagadnienia pracę nad przygotowaniem księgi zaplanowano na kilka lat. - Miedziana Księga to pierwsza praca dotycząca wszystkich aspektów użytkowania transformatorów przedstawionych z punktu widzenia przedsiębiorstwa elektroenergetycznego informuje Luke van der Zel, kierownik techniczny w zespole ds. Przesyłu i Wykorzystania Energii. Znajdą się w niej wyniki projektów przeprowadzonych przez EPRI w ciągu ostatnich dziesięcioleci uzupełnione o informacje i doświadczenia uzyskane od uznanych ekspertów branżowych, a także analizy w zakresie mechanizmów powstawania awarii, zaawansowanych czujników, monitorowania stanu technicznego w czasie rzeczywistym oraz zarządzania eksploatacją transformatorów. Miedziana Księga jest opracowywana w ramach programu badawczego EPRI dotyczącego stacji elektroenergetycznych, którego celem jest rozwój technologii i narzędzi wspomagających eksploatację urzą- 85

3 dzeń stacji, między innymi w zakresie diagnostyki, monitorowania, utrzymania oraz zarządzania środkami trwałymi. Mechanizmy powstawania awarii Analizy mechanizmów powstawania awarii transformatorów oraz czynników ryzyka ukierunkowały prace badawczo-rozwojowe w zakresie poprawy oceny stanu tych urządzeń oraz wydłużenia ich okresu eksploatacji. - W przypadku transformatorów możemy wyodrębnić cztery zasadnicze przyczyny awarii wyjaśnia Nicholas Abi-Samra, starszy kierownik techniczny w zespole ds. Przesyłu i Wykorzystania Energii. Są to awarie izolacji, wewnętrzne uszkodzenia mechaniczne, przegrzanie oraz uszkodzenia urządzeń pomocniczych, takich jak przełączniki zaczepów pod obciążeniem czy pompy. Wśród czynników ryzyka wyróżniamy przedwczesne starzenie się oraz degradację izolacji, uszkodzenia izolacji spowodowane udarami napięciowymi (np. udar piorunowy lub przełączający), prądy zwarciowe związane z awariami zewnętrznymi oraz błędy produkcyjne lub projektowe. W niektórych miejscach dodatkowo mogą wystąpić prądy indukowane geomagnetycznie związane z burzami słonecznymi, które przeciążają transformatory i powodują uszkodzenia ich izolacji. - Mechanizmy powstawania awarii transformatorów są niezwykle złożone, a przez to trudne do sklasyfikowania dodaje Abi-Sambra. - Dodatkowo mogą one być spowodowane przez kilka czynników ryzyka. Najbardziej kosztowne i najpoważniejsze w skutkach są uszkodzenia izolacji wewnętrznej. Częstą przyczyną awarii transformatorów najwyższych napięć jest zawilgocenie. W ostatnim czasie zaobserwowaliśmy też, że za uszkodzenia często odpowiada korozja siarkowa w papierowo-olejowej izolacji transformatorów. EPRI nawiązał również współpracę z podmiotami zajmującymi się złomowaniem transformatorów w celu uzyskania dodatkowych informacji na temat procesów degradacji i przebiegu awarii tych urządzeń. Czujniki monitorowania w czasie rzeczywistym Mechanizmom powstawania uszkodzeń transformatora towarzyszą pewne symptomy, które rozpoznane odpowiednio wcześniej, mogą dostarczyć cennych informacji na temat bieżącego stanu technicznego oraz przewidywanego czasu działania urządzenia. Należą do nich między innymi wyładowania niezupełne, temperatury tzw. punktów gorących uzwojenia oraz zawartość gazów rozpuszczonych w oleju izolacyjnym spowodowana degradacją izolacji. Dzięki rozpoznaniu i pomiarom tych symptomów inżynierowie będą w stanie określić tempo degradacji oraz zaplanować odpowiednie naprawy i czynności konserwacyjne, dzięki którym można będzie uniknąć niezwykle kosztownych i poważnych w skutkach awarii. Najlepszą gwarancją bezawaryjnej pracy transformatora jest właściwy monitoring stanu technicznego, na podstawie którego ustanawiane są priorytety w zakresie napraw, remontów lub wymiany urządzeń twierdzi Abi-Samra. EPRI prowadzi prace badawcze nad czujnikami dostarczającymi dane na temat stanu technicznego transformatorów, których nie da się pozyskać tradycyjnymi metodami. Chcemy, aby te czujniki znalazły się w miejscach, gdzie do tej pory nie było to możliwe, by były stosunkowo tanie i dostarczyły nam zupełnie nowych danych wyjaśnia van der Zel. Czujniki światłowodowe. Wyładowania niezupełne stanowią jeden z najtrudniejszych do zmierzenia symptomów awarii transformatora. Tradycyjne technologie pomiarowe wykorzystywały czujniki montowane na zewnątrz, które bardzo często odbierały zakłócenia elektryczne. EPRI prowadzi obecnie pracę nad rozwojem czujników światłowodowych, które dostarczą danych na temat procesów degradacji we wnętrzu transformatora. Mowa tutaj o czujniku pomiaru gazu w izolacji olejowej oraz czujniku akustycznym do wykrywania wyładowań niezupełnych. Z uwagi na ich niewielki rozmiar, każdy z nich może być wykonany z wiązki włókna, która przesyła sygnały informujące zarówno o uszkodzeniach elektrycznych, jak i cieplnych. Umożliwi to precyzyjne ustalenie przyczyn wyładowań niezupełnych oraz stworzenie profilu temperatur w uzwojeniu. Zakończono już testy wstępne tych urządzeń, które dały obiecujące rezultaty. Zanim jednak przeprowadzone zostaną projekty demonstracyjne w warunkach rzeczywistych, konieczne będą dodatkowe testy laboratoryjne oraz wprowadzenie w nich niezbędnych modyfikacji. Półprzewodnikowe czujniki gazu. Biuro Innowacji Technicznych instytutu EPRI prowadzi badania nad mikroczujnikami o homogenicz- 86

4 nej strukturze, które mogą wykryć pojawienie się wodoru (przyczyna wyładowań niezupełnych) oraz acetylenu (przyczyna powstawania łuków elektrycznych). Te niewielkie urządzenia umożliwią opłacalny pod względem ekonomicznym monitoring w czasie rzeczywistym gazów rozpuszczonych w oleju izolacyjnym transformatorów. Trójwymiarowe czujniki emisji akustycznej. Jednym z najczęstszych sposobów wykrywania wyładowań niezupełnych jest metoda emisji akustycznej. EPRI pracuje obecnie nad jej zastosowaniem do detekcji pęcherzyków gazu powstałych wskutek przegrzania się elementów transformatora. Badania te znajdują się obecnie w fazie projektów demonstracyjnych przeprowadzanych przez współpracujące z EPRI przedsiębiorstwa elektroenergetyczne. Ich celem jest przetestowanie innowacyjnych rozwiązań w zakresie określania położenia pęcherzyków w przestrzeni trójwymiarowej. Instytut kontynuuje także prace nad opracowywaniem algorytmów umożliwiających rozróżnienie źródeł potencjalnych awarii od symptomów starzenia się i degradacji urządzeń. Wspomniane czujniki będą stanowiły podstawę technologii monitorowania w czasie rzeczywistym stanu technicznego transformatorów zainstalowanych w stacjach elektroenergetycznych oraz elektrowniach, która umożliwi jego sprawną i efektywną ekonomicznie ocenę. Analityka zarządzania eksploatacją transformatorów Oprócz wyżej wymienionych innowacyjnych czujników przeznaczonych do oceny stanu technicznego transformatorów, warto pamiętać, że przedsiębiorstwa elektroenergetyczne już w chwili obecnej dysponują danymi, które mogą im ułatwiać procesy decyzyjne w zakresie napraw lub wymiany urządzeń i przyczynić się do wzrostu ich niezawodności przy jednoczesnym obniżeniu kosztów eksploatacji. W tym celu pomocna będzie opracowana przez EPRI metodyka klasyfikująca transformatory w zależności od ich środowiska eksploatacyjnego oraz historii eksploatacyjnej, z uwzględnieniem takich czynników jak zużycie termiczne, zagrożenie piorunowe, wielkość prądów zwarciowych i czas ich trwania, wyniki badań oleju izolacyjnego oraz obciążenie krytyczne. - Klasyfikacja ta umożliwia spółce elektroenergetycznej analizę stanu technicznego posiadanych transformatorów i wyodrębnienie zagrożonych urządzeń, które następnie poddaje się bardziej szczegółowym badaniom wyjaśnia Bhavin Desai, starszy kierownik projektu programu badawczego poświęconego stacjom elektroenergetycznym. Skupienie uwagi jedynie na zagrożonych jednostkach jest o wiele bardziej opłacalne niż przeprowadzanie rutynowych inspekcji wszystkich urządzeń bez wyjątku. Metoda ta wykorzystuje dane historyczne z archiwów spółek, systemów zarządzania eksploatacją oraz wytycznych klasyfikacji. Są one następnie przekształcane za pośrednictwem algorytmów diagnostycznych oraz modułów systemu eksperckiego w informacje, które efektywnie wspierają procesy decyzyjne oraz wykonawcze. Firma energetyczne Duke Energy zastosowała niedawno wyżej opisaną metodykę w procesie oceny stanu technicznego 222 transformatorów, wyodrębniając dzięki niej 13 zagrożonych jednostek. System podzielił je na dwie kategorie: urządzenia, w których pojawiły się symptomy awarii wiążące się z wadami produkcyjnymi lub problemami eksploatacyjnymi, oraz urządzenia, których poziom degradacji wskazuje, że ich okres eksploatacji zbliża się do końca. Podobną procedurę przeprowadziło w 2009 r. amerykańskie Tri-State Generation and Transmission Association, które zweryfikowało 381 transformatorów, wyodrębniając 12 urządzeń wymagających bardziej szczegółowych analiz: pięć z nich zbliżało się do końca okresu eksploatacji, zaś w przypadku siedmiu zaobserwowano zagrożenia awarią związane między innymi z przegrzaniem, zwarciami oraz niekorzystnymi zjawiskami w rdzeniu miedzianym. - Ponieważ podlega mi prawie 400 transformatorów, bardzo wysoko oceniam możliwości, jakie oferuje ten program opowiada główny elektryk w Tri-State, Rosa DelaCruz. Dzięki temu możemy skoncentrować się na zagrożonych jednostkach i efektywnie ocenić, czy w danym przypadku wystarczy jedynie przeprowadzić stosowną naprawę czy też konieczna będzie wymiana całego urządzenia. Baza danych transformatorów oraz wydłużenie okresu eksploatacji Aby pozyskać wszelkie niezbędne informacje wymagane do efektywnego zarządzania eksploatacją transformatorów, EPRI wraz z part- ELEKTRO NERGETYKA nr 1 (3) /

5 nerami programu gromadzi i opracowuje bazę danych sektorowych. Umożliwi ona przeprowadzenie szerszych analiz dla skuteczniejszego wyznaczania intensywności awarii sprzętu, wczesnej identyfikacji symptomów awarii oraz stosowania najwłaściwszych praktyk w zakresie eksploatacji i dokumentacji. Niniejsza baza danych zawiera między innymi informacje z zakresu awarii, historii pracy i eksploatacji oraz stosowanych urządzeń, a dane wyszukuje się według typu transformatora, producenta, modelu, rocznika, zastosowania oraz profilu ryzyka. - Baza ta umożliwia przedsiębiorstwom elektroenergetycznym korzystanie zgodnie z polityką poufności z danych sektorowych na temat transformatorów, które mogą wspierać procesy decyzyjne w zakresie zarządzania środkami trwałymi dodaje Desai. Ułatwia także planowanie eksploatacji, napraw i wymiany urządzeń oraz minimalizację całkowitych kosztów zakupu i eksploatacji, w tym również kosztów awarii. EPRI wydaje również opracowania dotyczące wydłużenia okresu eksploatacyjnego transformatorów, w których zawarte są praktyczne informacje na temat efektywnej ekonomicznie eksploatacji i oceny stanu technicznego. Należy do nich między innymi raport pt. Transformatory dużej mocy koniec okresu eksploatacji, wskazujący na potrzebę planowania długoterminowego w celu zapobiegania awariom bądź efektywnego zwalczania ich skutków. Połączenie monitoringu stanu technicznego urządzeń z wiedzą na temat mechanizmów powstawania awarii ułatwia inżynierom podjęcie decyzji, czy w danym wypadku należy zastosować środek w postaci wymiany całego urządzenia, remontu lub wdrożenia lepszej jakości systemu monitorowania. - Transformatory dużej mocy są jednymi z najważniejszych elementów systemu przesyłowego oraz systemu wytwórczego, a także głównym aktywami kapitałowymi stacji elektroenergetycznych dodaje Mike Howard. Szeroki zakres prowadzonych przez EPRI programów badawczo-rozwojowych poświęconych transformatorom umożliwi spółkom elektroenergetycznym skuteczne zapobieganie awariom tych urządzeń, wydłuży okres ich eksploatacji i poprawi niezawodność działania. Firmy zyskają dzięki temu znaczne oszczędności związane z obniżonymi kosztami eksploatacji, napraw i przestojów, możliwość odroczenia zakupu nowych jednostek oraz cenne informacje i narzędzia wspierające procesy decyzyjne w zakresie zarządzania eksploatacją transformatorów. Autorem artykułu jest David Boutacoff. W celu uzyskania bardziej szczegółowych informacji prosimy o kontakt z następującymi osobami: Neil Wilmshurst, nwilmshu@epri.com, tel ; Luke van der Zel, lvanderz@epri.com, tel lub Bhavin Desai, bdesai@epri.com, tel Neil Wilmhurst - dyrektor ds. technologii dla elektrowni z zespołu zajmującego się energetyką jądrową. Przed rozpoczęciem pracy w EPRI (2003) pracował dla AmerGen (elektrownia jądrowa TMI-1) oraz British Energy (elektrownia jądrowa Sizewell B). Wcześniej przez 13 lat służył w marynarce wojennej jako oficer mechanik na okręcie podwodnym z napędem jądrowym. Uzyskał tytuł inżyniera na wydziale inżynierii elektrycznej, mechanicznej i kontrolnej w Royal Naval Engineering College w Manadon oraz magistra administracji obronnej w Cranfield Institute of Technology w Shrivenham; ukończył studia podyplomowe w zakresie technologii reaktorów jądrowych w Royal Naval College w Greenwich. Luke van der Zel - kierownik techniczny w zespole ds. Przesyłu i Wykorzystania Energii. Obecnie zajmuje się badaniami nad rozdzielnicami izolowanymi gazem, transformatorami mocy oraz czujnikami do monitoringu rozdzielnic, a także projektami demonstracyjnymi opartymi na rezultatach badań prowadzonych przez EPRI. Zanim dołączył do zespołu EPRI (2001), pracował 11 lat w Eskom na terenie RPA. Zdobył tytuł doktora inżyniera na wydziale elektrycznym Uniwersytetu Witwatersrand (RPA). Bhavin Desai - starszy kierownik projektu programu badawczego poświęconego stacjom elektroenergetycznym prowadzonego przez Zespól ds. Przesyłu i Wykorzystania Energii. Obecnie nadzoruje prace badawcze w zakresie zarządzania eksploatacją aktywów stacji, optymalizacji eksploatacji urządzeń stacji oraz zarządzania cyklem eksploatacji bezpieczników, a także rozwoju technik analizowania czynników ryzyka. Przed rozpoczęciem pracy w EPRI (2001) pracował ponad trzy lata w Duke Energy, gdzie zajmował się planowaniem aktywów i rozwoju systemu, a także analizami technicznymi. Uzyskał tytuł inżyniera indyjskiego Uniwersytetu Saurashtra oraz tytuł magistra inżyniera Uniwersytetu Stanowego w Oklahomie na wydziale elektrycznym. Artykuł ukazał się w EPRI Journal, Fall Został opublikowany za zgodą wydawcy. 88