Literatura [1] G. Paściak, J. Chmielowiec, P. Bujko, Ogniwa paliwowe ekologiczne generatory energii, Nowa Elektrotechnika, marzec 2005, Nr 3(7), str. 27-29. [2] Władysław Włosiński, Kazimierz Zakrzewski, Znaczenie i perspektywy rozwoju dyscypliny elektrotechnika, Spektrum Biuletyn organizacyjny i naukowotechniczny SEP, wrzesień-październik (9-10) 2009, str. VIII-XIII. [3] Krzysztof Tomczuk, Akumulatorowe zasobniki energii dla pojazdów elektrycznych, Nowa Elektrotechnika, czerwiec 2009, Nr 6 (58), str. 25-27. [4] Jacek Sosnowski, Magazynowanie energii elektrycznej, Nowa Elektrotechnika, lipiec-sierpień 2009, Nr 7-8 (59-60), str.16-20. [5] Przemysław Komarnicki, Gerhard Müller, Samochody z napędem elektrycznym jako aktywne elementy sieci elektrycznej, Elektroenergetyka Współczesność i Rozwój, Nr 2-3 (4-5)/2010, str. 29-37. [6] Łukasz Świst, Elastyczne prognozowanie, Przegląd Techniczny, nr 1, 2011, str. 9. [7] Debata. Przyszłość przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej w Europie, Elektroenergetyka: Współczesność i Rozwój, nr 2-3 (4-5)/2010, str. str. 20-28. [8] Benoit Decourt, Polish Power to 2030. A Contribution to the Roadmap Preparation for Re-equipment and Development of the Polish Energy Sektor, Energetyka, Special Edition, No XVI, April 2008, page 18. [9] Energetyka, marzec 2007, str. 221 Mgr inż. Antoni Lisowski, absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej (1956), studiów doktoranckich w tej uczelni (1976)i studiów podyplomowych w Politechnice Łódzkiej (2010). Przepracował 42 lata w energetyce, w tym na kierowniczych stanowiskach technicznych. Rzeczoznawca SEP od 1969 r. do dzisiaj, wykonał 150 ekspertyz, w tym sądowych i obejmujących pomiary elektryczne. Przewodniczący KT 70 PKN (od 1994 r. do dzisiaj), od 1993 r. członek Rady Redakcyjnej kwartalnika Automatyka Elektroenergetyczna:, zweryfikowany wykładowca SEP, członek grupy roboczej Dialogu w Edukacji od 2007 r. przy Departamencie Współpracy Międzynarodowej MEN. Autor szeregu referatów i publikacji (w tym z zakresu elektroenergetyki, ochrony przeciwporażeniowej, przepisów i automatyki elektroenergetycznej). Mgr inż. Igor Siudek, absolwent inżynierii środowiska (Politechnika Warszawska 2006) i studiów podyplomowych (project management, SGH 2008). Od 4 lat pracuje w budownictwie, w tym 2 lata jako kierownik projektu inwestycji deweloperskiej. Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Kryteria zawilgocenia mineralnego oleju w transformatorze Jerzy Słowikowski Rzeczoznawca SEP, Przewodniczący KT 303 PKN Materiały Elektroizolacyjne 1. Wstęp Do lat 1940. okres życia transformatora sieciowego był szacowany na 20 do 25 lat. Brano przy tym pod uwagę przede wszystkim proces starzenia ekonomicznego poszczególnych jednostek. Transformatory starszych generacji o gorszych parametrach ekonomicznych, zwłaszcza pod względem strat biegu jałowego i strat obciążeniowych, były wypierane przez nowe rozwiązania konstrukcyjne i technologiczne. Celowość przedłużania okresu życia transformatorów i dokonywania ich remontów wyłącznie w koniecznych przypadkach nabrały znaczenia z chwilą skoku technologicznego, jakim była budowa rdzeni z zimnowalcowanych blach elektrotechnicznych. To stało się powodem rozwoju badań diagnostycznych zapoczątkowanych jeszcze wcześniej w Rosji. [2] 74
Do najważniejszych czynników rzutujących na długość okresu życia transformatora należą: warunki obciążeniowe, od których zależy starzenie się cieplne izolacji zwojowej oraz szybkość zawilgacania się układu izolacyjnego. Prowadzone badania, głównie w Laboratoire Central des Industries Electriques we Francji, wykazały, że stopniowe zawilgacanie się układu izolacyjnego transformatora olejowego jest procesem nieuchronnym, mimo powszechnie wówczas stosowanego zabezpieczenia w postaci odwilżacza silikażelowego. W publikacji J. Fabre a i A. Pichon [3] wskazano na czynniki, które decydują o szybkości tego procesu. Są to: wilgotność i temperatura otaczającego powietrza, temperatura robocza transformatora i jej zmiany oraz nieszczelność transformatora. Z charakterystyk opracowanych przez tych autorów wynika, że najbardziej narażony na szybkie zawilgocenie jest transformator odstawiony do zimnej rezerwy. Najskuteczniejszym środkiem spowalniającym proces zawilgacania izolacji okazała się, zaproponowana przez autorów wspomnianej publikacji [3], hermetyzacja transformatora. Rozwiązania hermetyzacji przybierały różne formy. Obecnie do najczęściej stosowanych sposobów należą: umieszczanie szczelnej przepony w konserwatorze, oddzielającej olej od przestrzeni zajmowanej przez powietrze oraz w transformatorach rozdzielczych, pozbawionych konserwatorów (ze ścianami kadzi wykonanymi z blachy falistej) zespawanie pokrywy z korpusem kadzi. W technicznej nomenklaturze angielskiej transformatory hermetyzowane noszą nazwę sealed, tj. szczelne (chociaż nie jest to całkiem zgodne z prawdą), zaś transformatory chronione wyłącznie przez odwilżacz są określane jako air breathing, czyli pracujące w systemie otwartym. Należy podkreślić, że hermetyzacja nie znalazła dotychczas powszechnego zastosowania. Najnowsze badania statystyczne, wykonane przez członków Komitetu Transformatorowego CIGRE [4] wykazały, że w przypadku transformatorów szczelnych, należy się liczyć z szybkością zawilgacania układu izolacyjnego, zawierającą się w przedziale: 0,03 0,06%/rok, zaś w przypadku transformatorów pracujących w systemie otwartym 0,2%/rok. Natomiast dyskusja nad dopuszczalnym poziomem zawilgocenia transformatorów olejowych trwa nadal. W ślad za pewnym ustabilizowaniem się parametrów technicznych transformatorów nastąpił wzrost zainteresowania przedłużaniem okresu ich eksploatacji. Problemem, który jednak w związku z tym się pojawił, było i jest postępujące z biegiem czasu zawilgacanie się układu izolacyjnego. Jednym ze skutków tego zawilgacania jest bowiem obniżanie się wytrzymałości elektrycznej oleju. Z biuletynu CIGRE [4] poświęconego temu problemowi wynika, że właśnie przebicie odstępów olejowych w układzie izolacji barierowej w górnej części uzwojenia stało się przyczyną wielu awarii długo eksploatowanych transformatorów. Stwierdzono również, że liczność tych awarii ma charakter rosnący. Zaobserwowano ponadto wzrost awarii uruchamianych transformatorów znajdujących się uprzednio w zimnej rezerwie. Przy ocenie poziomu zawilgocenia izolacji papierowej transformatorów olejowych, autor artykułu od ponad 15 lat posługuje się charakterystykami Oommena. [1] W oparciu o zgromadzone doświadczenia autor zasugerował korzystanie z tych charakterystyk przy badaniach stanu zawilgocenia transformatorów znajdujących się w eksploatacji w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych. Propozycja ta została przyjęta. [5] Sformułowane zostały przy tym następujące wymagania na dopuszczalne zawilgocenie izolacji papierowej, a mianowicie: 2% w przypadku transformatorów przystosowanych do pracy w warunkach przeciążeniowych i 3,5% dla transformatorów pracujących wyłącznie w warunkach znamionowych. [6] Granica 2% gwarantuje, że w stanach przeciążeniowych nie wystąpi efekt bąblowania wilgoci parującej z izolacji papierowej i łączącego się z tym pojawienia wyładowań niezupełnych [7]; zaś poziom 3,5% chroni przed spadkiem wytrzymałości elektrycznej syconej olejem izolacji papierowej. [8] Przypomnijmy, że charakterystyki Oommena (patrz rys. 1) zostały wyznaczone empirycznie; określają one, przy danej temperaturze, ilościowy stan równowagi pomiędzy poziomem zawilgocenia izolacji papierowej typu Kraft (liczonym w procentach wagowych) a koncentracją wody rozpuszczonej w próbce oleju pobranej z transformatora (określoną w jednostkach wagowych, ppm w ). Temu stanowi równowagi w cienkiej warstwie (interfejsie) na styku oleju z izolacją zwojową, przypisuje się właśnie temperaturę nr 1 (7) 2011 75
górnej warstwy oleju w transformatorze. Ze względu na ogromną dysproporcję istniejącą pomiędzy ilością wody zawartą w izolacji papierowej a zawartą w oleju (trzy rzędy wielkości na korzyść izolacji papierowej) ten stan można traktować jako stabilny, dopóki nie zmieni się temperatura górnej warstwy oleju, co pociąga za sobą zmianę stanu równowagi. Proces zawilgacania izolacji celulozowej wskutek nieszczelności transformatora rozciąga się na lata. Wobec tego, przy doraźnych zmianach temperatury roboczej transformatora, poziom ten przyjmuje się jako stały. Powodem eksperymentalnego wyznaczania tych charakterystyk jest skomplikowany proces zawilgacania się izolacji celulozowej. W przeciwieństwie bowiem do takich ośrodków jak powietrze i olej, w materiałach celulozowych nie występuje określony stan nasycenia wilgocią. Obrazuje to rys. 2 [8]; w procesie zawilgacania w/w materiałów występują po sobie dwa mechanizmy. [9] W praktyce, jeśli chodzi o zawilgacanie się izolacji zwojowej eksploatowanych transformatorów, zawiera się ono w przedziale występowania pierwszego rodzaju mechanizmu tj. wychwytywania molekuł wody przez wiązania wodorowe grup OH, występujących w łańcuchach celulozy [9]. Charakterystyki odnoszące się do tego mechanizmu zostały wyznaczone przez dwóch badaczy: Oommena [1] i Griffina [10]. Charakterystyki te różnią się między sobą w sposób znaczący. Na podstawie wyników analizy sposobów wyznaczania tych charakterystyk dokonany przez zespół Y. Du i in. [11], autor niniejszej publikacji skłonił się do posługiwania charakterystykami Oommena [1], przedstawionymi na rys. 1. Sposób wyznaczania tych charakterystyk dał wyniki bliskie uzyskanym przez J. Fabre a i Pichon [3], które znacznie wcześniej zostały ogólnie zaakceptowane. Zaznaczyć przy tym należy, że charakterystyki (patrz rys. 1) umożliwiają określenie poziomu zawilgocenia izolacji zwojowej w górnej części uzwojenia, której przypisuje się temperaturę górnej warstwy oleju, zmierzoną w momencie pobierania próbki. Znając ten poziom ponownie korzystając z charakterystyk Oommena można przewidzieć zmiany koncentracji wody rozpuszczonej w oleju, w konsekwencji zmian temperatury oleju wywołanych zmianami obciążenia transformatora i/lub warunkami jego chłodzenia. Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Przyjmując, że zmiany zawilgocenia izolacji papierowej następują bardzo wolno, posługując się nadal charakterystykami Oommena, można przewidzieć wartości napięcia przebicia oleju przy skrajnych temperaturach obciążenia i przeciążania transformatora, tj. odpowiednio = 105 0 C i 115 0 C (patrz Przewodnik Obciążania Transformatorów Olejowych [10]). Okazało się bowiem, że przy ustalonym poziomie zawilgocenia izolacji celulozowej, wraz ze wzrostem temperatury wzrasta liniowo względna wartość wody rozpuszczonej w oleju (liczona w procentach stanu nasycenia patrz rys. 3). 2. Dopuszczalne poziomy zawilgocenia izolacji zwojowej w górnej części uzwojenia Na rys. 3 przedstawiono charakterystyki odpowiadające trzem poziomom zawilgocenia izolacji zwojowej w górnej części uzwojenia, a mianowicie: 2%, 3% i 3,5%. Wartości te skonfrontowano z charakterystyką napięcia przebicia czystego oleju w funkcji względnych wartości koncentracji wody rozpuszczonej w oleju (liczonych w procentach stanu nasycenia) (rys. 4). Biorąc pod uwagę, że ta charakterystyka nie zależy od temperatury oleju, na jej podstawie wyznaczono wartości napięcia przebicia oleju odpowiadające temperaturom 105 C i 115 C, tj. najwyższym temperaturom występującym w górnej warstwie oleju, odpowiednio, przy obciążeniu i przeciążeniu transformatora. Wartości te podano w tab. 1. Rezultaty doświadczeń przytoczone w cytowanym Biuletynie CI- GRE [4] wskazują, że poziom wody rozpuszczonej w oleju, w obszarze izolacji barierowej w górnej części uzwojenia wysokiego napięcia nie powinien przekraczać 15% stanu nasycenia. Stwierdzono bowiem, że poniżej tej granicy minimalizuje się wpływ obecności cząstek materiałów stałych na spadek wytrzymałości elektrycznej oleju. Jak wynika z rys. 3, taki poziom zawartości wody w oleju wiąże się z warunkiem, że zawilgocenie izolacji zwojowej najwyżej położonej części uzwojenia nie przekroczy 2%. Pokrywa się to zresztą z wymaganiami cytowanymi na początku artykułu. Należy zaznaczyć, że warunek, jaki wynika z rys. 4 charakteryzuje się napięciem przebicia oleju (mierzonym w znormalizowanym układzie elektrod) przekraczającym 60 kv. 76
Rys. 1. Charakterystyki Oommena stanów równowagi pomiędzy zawartością wody w oleju i izolacji celulozowej w układzie izolacyjnym papierowo-olejowym w zależności od temperatury. [1] Rys. 2. Zawilgocenie izolacji papierowej [%] w zależności od zawartości wody rozpuszczonej w oleju, przy różnych temperaturach w 0 C. [8]
Rys. 3. Poziom zawartości wody rozpuszczonej w oleju (liczony w procentach stanu nasycenia) w funkcji temperatury górnej warstwy oleju w transformatorze; charakterystyka przy 2% (1), 3% (2) i 3,5% (3) zawilgocenia izolacji papierowej. Rys. 4. Napięcie przebicia w funkcji względnej (w stosunku do stanu nasycenia) zawartości wody rozpuszczonej w czystym oleju; Na=0,01 mgkoh/g. [11] Procentowy poziom zawilgocenia izolacji zwojowej w górnej części uzwojenia 2% 3% 3,5% Napięcie przebicia oleju w górnej części uzwojenia odpowiadające temperaturom 105 C i 115 C 105 o C > 60 kv 115 o C > 60 kv 105 o C > 60 kv 115 o C 60 kv 105 o C ~ 40 kv 115 o C < 40 kv Tab. 1. Wartości napięcia przebicia ( mierzonego wg IEC 60156 [10]) w zależności od poziomu zawilgocenia izolacji zwojowej w górnej części uzwojenia przy 105 C i 115 C
W świetle danych, przytoczonych w Biuletynie [4], potwierdzonych analizą zmian napięcia przebicia oleju (patrz tab. 1) należy uznać za celowe obniżenie dopuszczalnej granicy zawilgocenia izolacji papierowej z 3,5% do 3%. Zatem należy stwierdzić, że podstawowymi warunkami bezpieczeństwa pracy transformatorów znajdujących się w ruchu są : możliwość obciążania i przeciążania (wg Przewodnika [10]) jednostek, których zawilgocenie izolacji górnej części uzwojenia, określane na podstawie charakterystyk Oommena [1] nie przekracza 2%, możliwość pełnego obciążania (bez przeciążania) jednostek, których zawilgocenie izolacji górnej części uzwojenia zawiera się w granicach 2 3%. 3. Zagrożenie towarzyszące uruchamianiu transformatora, który był odstawiony do zimnej rezerwy Warunkiem poprawnego określenia stanu zawilgocenia izolacji zwojowej w górnej części uzwojenia, której przypisuje się temperaturę górnej warstwy oleju, jest założenie, że w stanie quasi-równowagi termodynamicznej układu izolacyjnego, zawartość wody rozpuszczonej w strudze oleju, pozostającej w obiegu chłodzącym, nie ulega praktycznie zmianie. Jak wskazuje praktyka, ustabilizowanie się poziomu wody następuje po upływie czasu nie krótszym niż 6 godzin pracy transformatora w ustabilizowanych warunkach obciążeniowych. W stanie przejściowym część wilgoci niesionej przez strugę oleju zostaje oddana izolacji zwojowej, niżej położonym partiom uzwojenia i innym elementom celulozowym, które znajdują się na jej drodze, a których temperatura jest niższa od temperatury górnej części uzwojenia. Łączy się to ze wzrostem chłonności wilgoci, co z kolei staje się przyczyną, że stan równowagi zostaje osiągnięty przy wyższej zawartości wody aniżeli izolacji w górnej części uzwojenia. Rozkład zawilgocenia wzdłuż uzwojenia staje się zatem nierównomierny; stąd największemu zawilgoceniu ulegają najniżej położone, izolacyjne elementy wsporcze uzwojenia. Potwierdziły to m. in. wyniki badań przedstawione w publikacji [12]. W przypadku odstawienia transformatora z ruchu następuje stopniowe wyrównanie zawartości wody w całym układzie izolacyjnym, co łączy się z podniesieniem poziomu zawilgocenia izolacji zwojowej w górnej części uzwojenia. Wzrasta zatem niebezpieczeństwo przebicia układu izolacyjnego w trakcie włączania danej jednostki do ruchu. Przed włączeniem do ruchu należy się upewnić, czy poziom zawilgocenia izolacji nie przekroczył 3%. Pomocne w tym względzie są pomiary dokonywane aparaturą wykorzystującą zjawisko tzw. odpowiedzi dielektrycznej izolacji celulozowej. Ze względu na bardzo małe zawartości wody rozpuszczonej w oleju przy niskich temperaturach (patrz rys. 1), korzystanie z charakterystyk Oommena może okazać się zawodne. Również pomiar napięcia przebicia może dać zbyt optymistyczny wynik. Odstawianie do zimnej rezerwy transformatora o wysokim poziomie zawilgocenia jest ryzykowne. Trzeba bowiem mieć na względzie znacznie szybsze zawilgacanie się transformatora odstawionego z ruchu w porównaniu do transformatora pracującego. 4. Uwagi dotyczące norm IEC 60422 [13] oraz IEC 60156 [14] Wymagania normy IEC 60422, dotyczące transformatorów należących do grup O, A, B powinny zabezpieczać poziom zawilgocenia izolacji papierowej nie przekraczający 3%. Do tego powinna służyć analiza wyników pomiarów zawartości wody w próbkach oleju oraz napięcia przebicia. Wyniki tych pomiarów należy odnosić do wartości stanu nasycenia przy temperaturze górnej warstwy oleju, przy jakiej próbka była pobierana. Na tej podstawie, według charakterystyk Oommena, zaleca się kontrolę poziomu zawilgocenia izolacji zwojowej w górnej części uzwojenia. Poziom ten nie powinien przekraczać 3% oraz wysokość napięcia przebicia nie powinna być niższa niż 50 kv. Sposoby określenia wyników opisanych pomiarów nie figurują w aktualnej normie IEC 60422 [13], zaś metoda pomiaru napięcia przebicia podana w normie IEC 60156 przewiduje dokonywanie pomiaru wyłącznie przy temperaturze 20 C, bez względu na wysokość temperatury górnej warstwy oleju, przy której próbka była pobierana co należy uznać za niewłaściwe. nr 1 (7) 2011 79
5. Wnioski 1. Transformator o poziomie zawilgoceniu izolacji zwojowej w górnej warstwie uzwojenia nie przekraczającym 2% należy traktować jako dostosowany do przeciążeń zgodnie z zaleceniami podanymi w Przewodniku Obciążenia Transformatorów Olejowych [10]. 2. Transformator o zawilgoceniu izolacji zwojowej w górnej części uzwojenia zawierającym się w przedziale 2 3% nie powinien być poddawany przeciążeniom. 3. Transformator wykazujący zawilgoceniu izolacji zwojowej w górnej części uzwojenia, przekraczające 3%, powinien być poddany suszeniu. 4. Napięcie przebicia oleju, zmierzone przy temperaturze w jakiej została pobrana jego próbka z transformatorów należących do grup O, A i B, nie powinna być niższa od 50 kv; zalecane jest utrzymanie poziomu 60 kv. 5. W przypadku zaobserwowania nagłego spadku napięcia przebicia poniżej 60 kv należy ustalić przyczyny tego spadku. Nagły spadek może być spowodowany kondensacją wody rozpuszczonej w oleju w obwodzie chłodzenia. Kondensacja wody może być również powodem dużego rozrzutu wartości napięcia przebicia. Innym powodem może być pojawienie się cząstek materiałów stałych. W obu przypadkach olej należy poddać zabiegowi uzdatnienia. Literatura [1] T.Y. Oommen, Moisture Equilibrium Charts for Transformers Insulation Drying Practice, IEEE Trans. on Power App. Systems, vol. PAS-103, No. 10, October 1984. [2] P.W. Borysoglewski, Metody profilaktyki przemyszlennoj izolacji, Moskwa, Gosenergoizdat 1949. [3] J. Fabre, A. Pichon, Deteriorating Process and Products of Paper in Oil, Applications in Transformers, CIGRE, 1960. [4] Biuletyn CIGRE WG A2.30, Moisture equilibrium and moisture migration within transformer insulation systems, 2000. [5] J. Słowikowski, Zawilgocenie transformatora; przyczyny, skutki, współczesne kryteria, Konf. Transformatory w eksploatacji, Sieniawa, wrzesień 2008. Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia [6] Instrukcja organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych w liniach i stacjach NN, PSE, 2006. [7] T. V. Oommen, E.M. Petrie, R. Lindgren, Bubble Generation in Transformer Winding Under Overloading Condition, G2 Panel Conference of Doble Clients, 1988. [8] Y. Du, M. Zahn, B.C. Lesieutre, A.V. Mamishev, DE 35, Feature Article, nr 1, Vol. 15, 1999. [9] B. V. Vanin, Oil Impregnated Cellulosic Insulation. Moisture Diffusion and Equilibrium in View of Interfacial Adsorption Water Vapor by Cellulose in Insulation Microcapillaries, CIGRE Session 2000, 15 204. [10] Przewodnik obciążania transformatorów olejowych, PN-IEC 60754;1999. [11] Transformer Oil Handbook, NYNAS, June 2004. [12] H. P. Gasser, C. Krause, K. Wick, R. Malewski, Dynamiczne przenikanie wilgoci pomiędzy papierem i olejem w izolacji transformatorów, Konf. Transformatory Energetyczne i Specjalne, Kazimierz Dolny, 2008. [13] IEC 60422 Mineral insulating oils in electric al equipment Supervision and maintenance guidance, third edition, 2005. [14] IEC 60156 Insulating liquids Determination of the breakdown voltage at power frequency Test method, second edition, 2004. Mgr inż. Stanisław Jerzy Słowikowski, absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej, studiował na Wydz. Mat.-Fiz. Uniwersytetu Warszawskiego, odbył staże w Laboratoire Central des Industries Electriques, Universite Paul Sabatier, Tuluza, Francja, w ZSRR i w NRD. Specjalizacja: technika wysokich napięć, materiałoznawstwo elektrotechniczne. Pracownik Politechniki Warszawskiej (asystent, st. asystent, wykładowca), Instytutu Elektrotechniki (docent, kier. pracowni i zespołu pracowni), OBR Energokabel (dyrektor naczelny, docent). Autor i współautor ponad 150 publikacji w czasopismach krajowych i zagranicznych oraz na konferencjach międzynarodowych CIGRE, IEEE., IEE, Gaseous Dielectrics (USA); współautor trzech książek (w tym Materiałoznawstwo Elektryczne 3 wyd., Poradnik Inżyniera Elektryka 3 wyd.). Członek Komitetu Studiów 15 (materiały elektrotechniczne) Międzynarodowej Konferencji Wielkich Sieci Elektrycznych (CIGRE), Przewodniczący Polskiego Komitetu Studiów Materiałów Elektroizolacyjnych PKWSE. 80