Moduł 3 Lokalizacja uszkodzeń i konserwacja transformatorów

Transkrypt

1 Moduł 3 Lokalizacja uszkodzeń i konserwacja transformatorów 1. Typowe uszkodzenia transformatorów 2. Lokalizacja uszkodzeń transformatorów 3. Zasady konserwacji transformatorów

2 1. Typowe uszkodzenia transformatorów W niniejszym module uwaga została skupiona przede wszystkim na transformatorach energetycznych, ponieważ znając sposoby lokalizacji i usuwania usterek tych maszyn, z łatwością będzie można przełożyć tę wiedzę na pozostałe transformatory niskiego napięcia. Transformatory energetyczne stanowią jeden z podstawowych elementów systemu elektroenergetycznego. Niezawodność eksploatacyjna tych maszyn jest bardzo ważnym czynnikiem wpływającym na pracę całego systemu elektroenergetycznego, dlatego utrzymanie poprawnego stanu technicznego transformatorów jest bardzo ważnym zadaniem. Należy stwierdzić, że obecnie w krajowej energetyce pracuje bardzo dużo transformatorów z ponad trzydziestoletnim okresem eksploatacji. Transformatory te można zaliczyć do grupy z bardzo dużym zagrożeniem awaryjnym, a główne przyczyny ich uszkodzeń to: - zwarcia zwojowe w uzwojeniach w wyniku procesu zestarzenia izolacji zwojowej, - zwarcia blach w obwodzie magnetycznym, - uszkodzenia przepustów izolatorowych i ich połączeń elastycznych z wyprowadzeniem fazowym uzwojenia, - uszkodzenie podobciążeniowego przełącznika zaczepów, - obniżenie parametrów eksploatacyjnych oleju np. w wyniku zawilgocenia. Transformatory te wymagają stałego nadzoru eksploatacyjnego oraz ciągłej kontroli bieżącego stanu technicznego. W jednostkach tych wyprodukowanych zgodnie z ówczesną technologią występują głównie problemy eksploatacyjne związane z zawilgoceniem i zestarzeniem izolacji olejowej. W trakcie eksploatacji transformatora następuje naturalny proces starzeniowy izolacji prowadzący w efekcie do obniżenia wytrzymałości elektrycznej układu izolacyjnego i podwyższenia poziomu wyładowań niezupełnych 1. Zgodnie z normą PN-86/E wyładowaniem niezupełnym nazywa się wyładowanie elektryczne, które rozwija się tylko na części układu izolacyjnego między elektrodami. Do wyładowań niezupełnych zalicza się wyładowania powierzchniowe i wyładowania wewnątrz szczelin lub wtrącin gazowych w izolacji stałej lub ciekłej. Wyładowania te mogą też występować przy ostrzach lub ostrych krawędziach metalowych w dielektryku gazowym lub ciekłym. Wyładowania niezupełne mają zwykle charakter krótkiego impulsu prądowego i są jedną z głównych przyczyn starzenia się izolacji urządzeń elektrycznych, a co za tym idzie znacznego skrócenia ich czasu eksploatacji. Do typowych uszkodzeń transformatorów elektroenergetycznych można zaliczyć: - Przeciekanie oleju przyczyną mogą być: o nieszczelne spoiny kadzi transformatora, o nieszczelne przepusty. - Silne grzanie się transformatora przyczyną może być: o zbyt niski poziom oleju, o uszkodzenie obiegu oleju, o uszkodzenie chłodnicy, o zbyt duże obciążenie transformatora, o zwarcie międzyzwojowe, o zwarcie między blachami w rdzeniu transformatora. 1 J. Kapinos, Uszkodzenia eksploatacyjne transformatorów energetycznych, Zeszyty problemowe Maszyny elektryczne Nr 88/2010 2

3 - Nienormalne brzęczenie przyczyną mogą być: o luźne połączenia śrub, o rozluźnienie połączenia jarzma z kolumnami, o drgania skrajnych blach rdzenia, o zbyt luźne osadzenie uzwojeń na rdzeniu, o nadmierne bądź asymetryczne obciążenie transformatora, o praca przy podwyższonym napięciu. - Bulgocące szmery wewnątrz transformatora przyczyną mogą być: o unoszące się pęcherzyki powietrza zatrzymywane przez drgania magnetyczne, o wyładowania statyczne i przeskoki iskier. - Trzaski wewnątrz transformatora przyczyną mogą być: o przepięcia i wyładowania powierzchniowe do kadzi, o przerwa w uziemieniu. - Przebicie izolacji uzwojeń przyczyną może być: o przepięcie atmosferyczne lub łączeniowe, o zanieczyszczenie oleju, o naturalne zużycie izolacji, o zwarcie wewnętrzne lub zewnętrzne. - Przekaźnik Buchholtza zadziałał na sygnał przyczyną mogą być: o niewielkie uszkodzenia wewnętrzne, które były przyczyną wydzielania się małej ilości gazu, o niepożądane powietrze, które mogło dostać się do kadzi z olejem podczas jego oczyszczania lub przy napełnianiu olejem, o w skutek obniżenia temperatury lub wycieku obniża się poziom oleju. - Przekaźnik Buchholtza zadziałał na sygnał oraz (lub) na wyłączenie przyczyną może być: o zwarcie między uzwojeniem pierwotnym i wtórnym, o zwarcie międzyfazowe, o poważne uszkodzenie rdzenia, o uszkodzenie wtórnego obwodu zabezpieczającego. Działanie przekaźnika Buchholtza polega przede wszystkim na kontrolowaniu poziomu cieczy. W przypadku jakiejkolwiek nieszczelności dochodzi do powolnej utraty cieczy i tym samym spadku jej poziomu w przekaźniku. W takiej sytuacji górny pływak obniża się. W połowie drogi opadającego pływaka, za sprawą dołączonego mechanicznie do niego magnesu, zostaje wywołany impuls łączeniowy sygnalizujący spadek poziomu cieczy, co jest również widoczne na wzierniku. Jeżeli spadek cieczy nie zostanie powstrzymany, wówczas pływak z magnesem opada do poziomu dolnego wywołując kolejny impuls i wyłączenie chronionego transformatora. W nowych transformatorach energetycznych ze względu na zastosowanie nowoczesnych materiałów i rozwiązań konstrukcyjnych wyróżnić można inne zagrożenia eksploatacyjne, jak w omawianych na wstępie transformatorach z ponad trzydziestoletnim okresem eksploatacji. Do typowych zagrożeń w tych transformatorach można zaliczyć wolnorozwijające się uszkodzenia wewnętrzne wywołane przegrzaniami oraz wyładowaniami niezupełnymi. Główne przyczyny uszkodzeń transformatorów nowych i zmodernizowanych to: - zwarcia zwojowe występujące w wyniku nagłej erozji bądź degradacji izolacji zwojowej, 3

4 - występowanie wyładowań zupełnych i niezupełnych w oleju (w kadzi transformatora). Statystycznie stwierdza się, że w ciągu ostatniego dziesięciolecia najczęściej awariom ulegały: - transformatory blokowe stosowane w elektrowniach w celu podwyższenia napięcia generowanego do poziomu napięcia sieci, - transformatory sieciowe z długoletnim okresem eksploatacji stosowane do transformacji napięć przesyłowych 400kV i 220kV oraz napięcia dosyłowego 110kV na napięcie średnie 15kV i 10kV, mogą być również wyposażone w odczepy na niskie napięcie 0,4kV. 4

5 2. Lokalizacja uszkodzeń transformatorów Istotą niezawodnego i bezawaryjnego działania systemu elektroenergetycznego jest umiejętna i świadoma eksploatacja transformatorów energetycznych. Można stwierdzić, że badania tych urządzeń z wykorzystaniem nowoczesnej aparatury diagnostycznej wpisują się w problematykę zarządzania jakością zasilania. Na podstawie badań diagnostycznych identyfikuje się stany przedawaryjne ściśle związane z nieprawidłowym działaniem transformatorów. Wszystkie wykryte wady bądź usterki powinny podlegać ścisłej analizie zaś szybkość działania w zakresie ich usunięcia z uwagi na ewentualne koszty związane z odłączeniem transformatora od systemu elektroenergetycznego muszą być adekwatne do zaistniałego zagrożenia i ewentualnych nakładów pieniężnych związanych z ich usunięciem. Stosowane obecnie metody badań diagnostycznych to głównie metody niewymagające odłączania transformatora od systemu elektroenergetycznego. Jedną z tych metod jest metoda DGA (Dissolved Gas Anasysis metoda analizy gazów rozpuszczonych w oleju izolacyjnym) pozwalająca na wykrycie uszkodzeń wewnętrznych w transformatorze już na etapie ich wczesnego rozwoju. Metoda ta polega przede wszystkim na analizie laboratoryjnej pobranych próbek oleju izolacyjnego, określeniu składu wydzielającego się z próbki gazu i porównania wyników z obowiązującymi normami. Zestawienie rodzajów zagrożeń dla transformatora i metody ich wykrywania: - wolnorozwijające się uszkodzenie wewnętrzne spowodowane wyładowaniem niezupełnym lub zupełnym można wykryć za pomocą analizy chromatograficznej gazów rozpuszczonych w oleju metoda DGA; - wolnorozwijające się uszkodzenie wewnętrzne spowodowane przegrzaniem można wykryć za pomocą analizy chromatograficznej gazów rozpuszczonych w oleju metoda DGA; - zawilgocenie izolacji olejowo-papierowej można wykryć poprzez oznaczenie zawartości wody rozpuszczonej w oleju, bądź pomiar napięć powrotnych metoda RVM (Recovery Voltage Method); - zestarzenie izolacji olejowej można wykryć z pomocą analizy związków furanu rozpuszczonych w oleju bądź oznaczenie stopnia polimeryzacji DP (Degree of Polymerization) próbek papieru; - zestarzenie izolacji papierowej można wykryć z pomocą analizy związków furanu rozpuszczonych w oleju bądź oznaczenie stopnia polimeryzacji DP (Degree of Polymerization) próbek papieru; Opierając się przedstawionymi uszkodzeniami transformatorów, które zostały opisane we wcześniejszej lekcji pt.: Typowe uszkodzenia transformatorów, lokalizację i sposoby usuwania tych usterek można uszeregować w następujący sposób: - Przeciekanie oleju po zaobserwowaniu tej usterki spowodowanej nieszczelnością spoiny kadzi transformatora należy zaspawać nieszczelności, w przypadku nieszczelnych przepustów należy wymienić przekładki lub przepust; - Silne grzanie się transformatora w przypadku stwierdzenia zbyt niskiego poziomu oleju należy sprawdzić szczelność spoin i uzupełnić olej, w przypadku usterki obiegu oleju lub usterki chłodnicy należy sprawdzić czystość oleju i wskaźniki jego przepływu, sprawdzić działanie wentylatora w komorze lub chłodnicy. Silne nagrzewanie się transformatora może być również spowodowane nadmiernym jego obciążeniem bądź zwarciem w zwojach lub obwodzie magnetycznym. Należy sprawdzić wskazania amperomierzy, sprawdzić, czy obciążenie jest symetryczne. W przypadku asymetrii wskazane jest sprawdzić, czy 5

6 mieści się ona w dopuszczalnych granicach. W momencie podejrzenia zwarcia w uzwojeniach należy przeprowadzić pomiar rezystancji uzwojeń transformatora. - Nienormalne brzęczenie w przypadku stwierdzenia takiego zachowania się transformatora należy sprawdzić wskazania przyrządów, czy nie mamy do czynienia z nadmiernym lub asymetrycznym obciążeniem, sprawdzić, czy brzęczenie występuje również w stanie biegu jałowego, sprawdzić dokręcenie śrub na zewnątrz kadzi. Jeżeli po usunięciu wymienionych usterek brzęczenie nadal występuje wówczas należy szukać ewentualnych przyczyn wewnątrz kadzi, spowodowanych rozluźnionymi połączeniami jarzma z kolumnami lub zbyt luźnym osadzeniem uzwojeń na kolumnach; - Bulgocące szmery wewnątrz transformatora w przypadku stwierdzenia takich odgłosów należy przede wszystkim odpowietrzyć olej i skontrolować stan izolacji uzwojeń transformatora, ponieważ tego typu zachowanie może być spowodowane wyładowaniami niezupełnymi, które są główną przyczyną uszkodzenia izolacji; - Trzaski wewnątrz transformatora w przypadku stwierdzenia tego typu zjawiska należy sprawdzić stan izolacji uzwojeń transformatora, ponieważ słyszalne trzaski są zazwyczaj spowodowane przepięciami i wyładowaniami powierzchniowymi do kadzi. Może to być również spowodowane przerwą w uziemieniu wówczas należałoby sprawdzić połączenia stali czynnej z pokrywą transformatora lub kadzi; - Przebicie izolacji uzwojeń w przypadku podejrzenia wystąpienia przebicia izolacji uzwojeń spowodowanego np. przepięciem atmosferycznym lub łączeniowym należy skontrolować stan izolacji uzwojeń, zaś po stwierdzeniu przebicia dokonać niezbędnych napraw. Inną przyczyną mogącą spowodować przebicie izolacji i konieczność wykonania niezbędnych badań izolacji uzwojeń może być zanieczyszczenie oleju, naturalne zużycie izolacji bądź zwarcie wewnętrzne lub zewnętrzne; - Sygnalizacja działania I stopnia przekaźnika Buchholza gazowo - przepływowego Przede wszystkim należy sprawdzić poziom oleju w konserwatorze, jeżeli poziom jest odpowiedni to należy zgłosić do właściwych służb dyspozytorskich potrzebę wyłączenia transformatora w celu sprawdzenia obecności gazu w przekaźniku gazowo-przepływowym. Po wyłączeniu transformatora sprawdzić czy jest gaz w przekaźniku Buchholza. Jeśli stwierdzi się obecność gazu należy sprawdzić czy jest on palny czy niepalny. Jeśli niepalny wówczas odpowietrza się przekaźnik i załącza transformator, jeśli zaś gaz jest palny wówczas transformatora nie wolno załączyć należy wykonać badania transformatora oraz wykonać badania chromatograficzne składu gazów rozpuszczonych i wydzielonych z oleju. W przypadku gdy sprawdzany poziom oleju po zadziałaniu przekaźnika jest niższy od wymaganego wówczas należy zgłosić potrzebę wyłączenia transformatora celem uzupełnienia oleju. Po uzupełnieniu ubytku i odpowietrzeniu transformatora można go załączyć do sieci. - Sygnalizacja zaniku napięcia w układzie napędu przełącznika zaczepów w przypadku zadziałania sygnalizacji zaniku napięcia w układzie napędu przełącznika zaczepów należy ustalić przyczynę braku napięcia poprzez sprawdzenie stanu bezpieczników. Jeżeli przyczyny zaniku napięcia nie da się usunąć metodami dostępnymi przez dyżurnego, wówczas należy zgłosić układ do napra- 6

7 wy. Do czasu naprawy wszystkie przestawienia przełącznika zaczepów należy wykonywać ręcznie przy użyciu korby. - W przypadku samoczynnego wyłączenia transformatora przez zabezpieczenie należy sprawdzić, które zabezpieczenie spowodowało wyłączenie. Transformatora nie wolno załączać bez dokładnego wyjaśnienia przyczyny wyłączenia. W tym celu należy wykonać: o Szczegółowe oględziny transformatora i osprzętu o Sprawdzenie poprawności działania zabezpieczeń o Sprawdzenie palności gazów o ile się wydzieliły w przekaźniku Buchholza gazowo-przepływowym o Badania poawaryjne w następujących przypadkach: Zadziałało zabezpieczenie Buchholza gazowo-przepływowe lub przepływowe Zadziałało zabezpieczenie różnicowe Zadziałało zabezpieczenie od zwarć z kadzią Rozerwało membranę rury wybuchowej, nastąpiło pęknięcie izolatora, wyciek oleju lub inne oczywiste objawy uszkodzenia. 7

8 3. Zasady konserwacji transformatorów Regularne i rzetelne sprawdzanie transformatora podczas eksploatacji zapobiega ewentualnym uszkodzeniom i przedłuża jego żywotność. Podczas pracy transformatora dopuszcza się tylko wykonywanie czynności związanych z jego obsługą i drobnymi naprawami, które mogą być wykonywane z poziomu obsługi, np.: - pobieranie próbek oleju z kadzi i przełącznika zaczepów do badań - konserwacja i naprawy w szafach sterowniczych przełącznika zaczepów i układu chłodzenia - wymiana absorbentu w odwilżaczu silikażelowym - kontrola i wymiana silników wentylatorów w miarę technicznych możliwości Prace te powinny być wykonywane na polecenie pisemne z zachowaniem szczególnej ostrożności, w składzie co najmniej dwuosobowym. Zakres prac konserwacyjno-remontowych obejmuje: - przegląd obciążeniowego przełącznika zaczepów - przegląd odwilżaczy silikażelowych i wymiana absorbentu - oględziny oraz czyszczenie izolatorów przepustowych - przegląd pomp olejowych w transformatorach grupy I i II 2 - kontrolę oraz konserwację silników i wentylatorów - konserwację oraz sprawdzenie urządzeń zabezpieczających i sygnalizacyjnych - uzupełnienie poziomu oleju w transformatorze - konserwację styków, połączeń śrubowych i uzupełnienie pokrycia antykorozyjnego - kontrola uszczelnień olejowych kadzi i osprzętu - usunięcie innych stwierdzonych usterek Prace konserwacyjno-remontowe należy przeprowadzać w oparciu o zalecenia przeprowadzonych oględzin i wyników badań okresowych. Technologia tych prac powinna być zgodna z fabryczną dokumentacją techniczno-rozruchową, zwłaszcza w zakresie prac wymagających demontażu elementów wyposażenia transformatora. Wszystkie prace powinny być wykonywane przez wyspecjalizowanych, posiadających odpowiednie uprawnienia pracowników. Należy unikać prowadzenia prac przy transformatorach napowietrznych znajdujących się na zewnątrz budynków: - w porze nocnej - podczas burzy lub silnych opadów atmosferycznych - podczas mgły Przegląd podobciążeniowego przełącznika zaczepów wykonuje się zgodnie z instrukcją fabryczną przełącznika. Zwykle podobciążeniowe przełączniki zaczepów poddawane są przeglądom wewnętrznym co 15 tysięcy przełączeń, lecz nie rzadziej niż co trzy lata. Nowe generacje podobciążeniowych przełączników zaczepów: próżniowe i przekształtnikowe poddawane są przeglądom rzadziej zgodnie z terminami określonymi przez ich fabryczne DTR. 2 Grupa I transformatory olejowe o górnym napięciu znamionowym 220 kv i wyższym lub o mocy 100 MVA i większej Grupa II transformatory olejowe o mocy większej niż 1,6 MVA, nie zaliczone do grupy I Grupa III transformatory olejowe o mocy do 1,6 MVA Grupa IV transformatory w izolacji suchej i kompozytowej 8

9 Przegląd odwilżaczy silikażelowych po stwierdzonym zawilgoceniu absorbentu do ½ objętości, należy dokonać wymiany na wysuszony w temperaturze C absorbent (silikażel indykatorowy), wąskoporowy, barwiony chlorkiem kobaltu. W przypadku zmiany zabarwienia absorbentu od góry, należy usunąć nieszczelności instalacji a zużyty absorbent wymienić na nowy. Dla uniknięcia częstych wymian masy osuszającej, zwłaszcza w transformatorach o dużej masie oleju, zaleca się stosować odwilżacz o większej pojemności lub szeregowe połączenie kilku odwilżaczy silikażelowych. Przegląd pomp olejowych instalowanych w transformatorach grupy I i II bez demontażu, należy przeprowadzić zgodnie z zaleceniami fabrycznej DTR oraz w przypadku stwierdzenia podczas pracy: - drgania łożysk lub nienormalnych odgłosów podczas pracy - przecieków oleju - nadmiernego wzrostu prądu obciążenia - innych oczywistych oznak uszkodzeń Kontrolę i konserwację silników wentylatorów obejmującą smarowanie łożysk oraz czynności konserwacyjne, należy wykonywać zgodnie z fabryczną DTR stosują zalecane materiały smarownicze i odpowiednią technologię wykonania. Konserwację i sprawdzanie urządzeń zabezpieczających i sygnalizacyjnych należy wykonać zgodnie z fabryczną DTR. Uzupełnianie poziomu oleju do uzupełnienia niedoboru oleju, należy stosować olej tego samego gatunku, jaki znajduje się w transformatorze. Dopuszcza się użycie innego rodzaju oleju, pod warunkiem przeprowadzenia w odpowiednim laboratorium badawczym próby mieszalności. Należy pamiętać, że przy pracach związanych z obróbką i uzupełnianiem poziomu oleju powinien na stanowisku znajdować się agregat gaśniczy. W pobliżu czynnych urządzeń obróbki oleju zabronione są wszystkie prace z otwartym ogniem, np. spawanie. Konserwacja styków, połączeń śrubowych i uzupełnianie pokrycia antykorozyjnego należy sprawdzić i dokonać konserwacji zacisków izolatorów przepustowych oraz połączeń śrubowych przewodów uziemiających. Kontrola uszczelnień olejowych w przypadku widocznych odkształceń trwałych, pęknięć lub rozwarstwień uszczelek, należy je wymienić na nowe. Przy występowaniu przecieków oleju pod uszczelkami można próbować usunąć je poprzez dokręcenie śrub. Należy jednak pamiętać, że uszczelki nie mogą być sprasowane więcej jak o 25% swojej pierwotnej grubości. Zestaw najczęściej potrzebnych części zapasowych do transformatorów obejmuje: - izolatory przepustowe kompletnie zmontowane lub ich części porcelanowe - sprężyny, styki główne i pomocnicze oraz elementy napędu podobciążeniowych przełączników zaczepów - typowe uszczelki lub materiał na uszczelki - wentylatory, pompy oleju - odwilżacze, silikażel - zawory - termometry, manometry, olejowskazy itp. 9

10 Bibliografia: 1. E. Goźlińska, Maszyny elektryczne, WSIP, 2013r. 2. W. Kotlarski, J. Grad, Aparaty i urządzenia elektryczne, WSIP, 2012r. 3. J. Zembrzuski, Uszkodzenia i naprawa silników elektrycznych, WNT, 1992r. 4. Praca zbiorowa, Poradnik inżyniera elektryka, WNT, 1995r. 5. W. Latek, Maszyny elektryczne w pytaniach i odpowiedziach, WNT, 1994r. 6. H. Markiewicz, Zagrożenia i ochrona od porażeń w instalacjach elektrycznych, WNT, 2000r. Netografia: Katalogi części zamiennych maszyn i urządzeń elektrycznych (zasoby internetowe):