Prurazne napeti oleje a jeho vyznam pro

1
Průrazné napětí transformátorového oleje a jeho význam pro diagnostiku výkonových
transformátorů
Ing. Altmann, ARS Group
1.
Úvod
Měření průrazného napětí transformátorového oleje, díky tradici, dosažitelnosti měřicího
zařízení a jednoduchosti měřicí metody, stále zůstává jednou z hlavních diagnostických
metod pro posouzení dielektrického stavu výkonových transformátorů. V některých
případech je to dokonce i dnes metoda jediná resp. hlavní. Tato metoda je velmi jednoduchá
a současné metody poloautomatického měření průrazného napětí oleje v laboratoři
v podstatně omezují výskyt a závažnost možných měřicích chyb [L1] .
Provedení celého měření je striktně definováno normou IEC 60156
a stejně tak je
definováno posouzení izolačního stavu transformátoru na základě naměřených hodnot IEC
60 422 .
Zdálo by se tedy, že obvyklý požadavek na :
o
opakovatelnost měření ( s jakou přesností jsem schopen změřit danou veličinu při
opakovaném měření)
o
reprodukovatelnost měření ( s jakou přesností dosáhnu shody naměřených hodnot
s ostatními laboratořemi ) – [L1]
by měl být jednoznačně splněn a to tak, že po změření veličiny průrazného napětí oleje by
měl být uživatel přinejmenším schopen rozhodnout zda olej splňuje / nesplňuje kriteria daná
normou a následně zda může být daný transformátor bezpečně provozován či nikoliv.
Každodenní praxe ovšem mnohdy dokazuje opak. Pole naměřených hodnot Up pro daný
transformátor je značně rozptýlené a to i tehdy, kdy olej prokazatelně neobsahuje
mechanické nečistoty.
Pokud odebereme olej z transformátoru za různých teplot,
dostaneme zcela odlišné hodnoty průrazného napětí.
Použitá filosofie měření jeden odběr oleje → změření průrazného napětí oleje →
diagnostika, nám není schopna poskytnout ani základní kvalitativní diagnostický závěr zda
můžeme daný transformátor bezpečně provozovat či nikoliv a případně za jakých podmínek.
K tomu dále přistupuje skutečnost, že u transformátorů jejichž teplota se za provozu výrazně
mění, lze jen velmi těžko vzájemně porovnat výsledky současného měření s měřeními která
byla provedena v minulosti.
Výsledek měření je totiž zřejmě nejen značně ovlivněn teplotou systému který máme
posoudit, ale i rychlostí změny této teploty. Při chladnoucím transformátoru naměříme při
stejné teplotě nižší hodnoty průrazného napětí, než v případě kdy teplota transformátoru
rychle roste. To značně omezuje opakovatelnost i reprodukovatelnost měření, protože
praxe prakticky vylučuje zpřesnění dané metody měření tím, že ze všech transformátorů
budeme odebírat olej za předem definované teploty.
2.
Vnitřní vazby ve zkoumaném izolačním systému olej – celuloza výkonového
transformátoru
Pro zjednodušení našich dalších úvah budeme předpokládat, že náš transformátorový olej
představuje dokonale homogenní dielektrické medium tj. například neobsahuje žádné
mechanické částice. Standardní vysvětlení proč dochází s rostoucí teplotou transformátoru
s poklesu průrazné pevnosti oleje popsáno ve většině literatury např. [L1, L2] ve formě
logického řetězce:
rostoucí teplota transformátoru (T) → rostoucí obsah vody v oleji (Cw) (uvolněné
z pevných izolantů) → klesající průrazná pevnost (Up,1) → klesající okamžitá
spolehlivost transformátoru
2
Odpovídající blokové schéma systému olej-celuloza je zřejmé z obr. 1
Obr. 1 Blokový diagram závislosti Up,1 = Up,1 ( T, Cp)
kde :
T
…
střední teplota transformátoru (C)
Cw
…..
obsah vody v oleji (ppm)
Cp
…..
střední obsah vody v celulozových izolantech (%)
Up,1
……
průrazné napětí oleje změřené v laboratoři (kV /2.5mm)
V této struktuře pak první blok reprezentuje Nielsenův rovnovážný diagram s konstantním
parametrem Cp, do kterého vstupuje proměnná teplota transformátoru T a výstupem je
okamžitý obsah vody v oleji Cw*. Do druhého bloku , který reprezentuje dynamiku systému
olej-celuloza, vstupuje okamžitá hodnota Cw* , a výstup Cw, reprezentující skutečný obsah
vody v oleji a v daném okamžiku je adekvátně časově zpožděn, třetí blok pak reprezentuje
závislost Up na obsahu vody v oleji Cw.
Standardní průběh závislosti průrazného napětí na obsahu vody v oleji například podle [L2]
je ukázán na následujícím obrázku 2
100
90
Up,1 (kV/2.5mm)
80
70
60
50
Up(kV/2.5mm)
40
30
20
10
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Cw (ppm)
Obr. 2 Závislost průrazného napětí na obsahu vody v oleji
Je shora uvedený logický řetězec a-priori správný nebo ne ? Může být chování
zkoumaného systému olej-celuloza popsáno strukturou ukázanou na obr. 1 ? Může být
věrohodný diagnostický závěr o stavu daného transformátoru vůbec založen na jediném
odběru oleje a změření jediné teploty ?
Odpověď na první dvě otázky je bohužel záporná. Průrazné napětí minerálního oleje není
funkcí pouze obsahu vody v oleji, ale funkcí teploty oleje a obsahu vody v oleji resp. přesněji
funkcí jeho relativní vlhkosti [L3, L4, L5]. Odpověď na třetí otázku, je ANO, ale pouze
pomocí jiné diagnostické metodiky a za přesně definovaných podmínek odběru oleje.
Z praxe totiž víme, že změřená hodnota průrazného napětí oleje je obecně závislá na
• teplotě daného transformátoru
3
•
•
obsahu vody v jeho celulozových izolantech
rychlosti změny teploty daného transformátoru
Dnešní diagnostické paradigma popsané relací
(1) Up,1 = Up,1(T, Cp)
a založené na jediném odběru oleje a změření jediné teploty transformátoru zřejmě schopno
vysvětlit ani popsat všechny jevy které v praxi pozorujeme. S určitou nadsázkou lze pak
tvrdit, že transformátory které jsme diagnostikovali jako nevyhovující, mohou pracovat celá
léta bez nejmenších potíží a naopak mohou havarovat stroje které jsme diagnostikovali jako
bezproblémové.
Všechny tyto skutečnosti vedly k vytvoření nového třístupňového diagnostického paradigma:
I.
systém olej-celuloza daného transformátoru je nejprve nutno popsat matematickým
modelem, který přesněji postihne jak stacionární tak dynamické chování
transformátoru
II.
věrohodnost modelu je nutno verifikovat naměřenými hodnotami získanými za přesně
definovaných podmínek [L7].
III.
konečný diagnostický závěr o stavu zkoumaného transformátoru musí být založen na
simulaci změn průrazného napětí oleje v celém rozsahu provozních teplot
transformátoru
Zpřesněný matematický model systému olej-celuloza výkonového transformátoru je ukázán
na obr. 3
Obr. 3 Blokový diagram systému olej-celuloza Up,2 = Up,2 (T, Cp)
Z obr. 3 je patrné že tento nový model již dobře respektuje skutečnost, že hodnota průrazné
pevnosti oleje je funkcí jeho relativní vlhkosti RH (Blok 5):
(2) Up,2 = Up,2 (RH)
Teplota oleje, jako hlavní nezávislá proměnná našeho systému, pak v novém modelu
ovlivňuje hodnotu relativní vlhkosti ve dvou úrovních:
•
změnou teploty oleje T dochází v soustavě olej-celuloza k změně obsahu vody v oleji
v souhlase s relací:
(3) Cw = Cw (T, Cp)
což stejně jako v předchozím modelu můžeme postihnout Niesenovým rovnovážným
diagramem (Blok 1), a dynamika této změny je podmíněna akumulací tepelné energie
v celulozových izolantech a dynamikou difuze vody mezi olejem a celulozou (Blok 2). Při
změně teploty oleje (T) je tedy změna obsahu vody v oleji (Cw) vždy a výrazně
zpožděna.
4
•
změnou teploty oleje samotného pak dochází k okamžité změně jeho schopnosti
rozpouštět vodu je popsána Arrheniovou relací (Blok 3):
(4) log Cw,sat = A – B/ (T + 273.15), T (C), A = 7.42 , B = 1670 - viz.Oomen[L6]:
a okamžitá hodnota relativni vlhkost oleje (Blok 4) je pak dána:
(5) RH = Cw / Cw,sat
Porovnáním obrázků 1 a 3 je pak okamžitě patrné, jaký je zásadní rozdíl mezi starým a
novým modelem:
•
u starého modelu (obr. 1). je změna hodnoty průrazného napětí Up,1 vždy značně
časově zpožděna za změnou teploty oleje T.
•
nový model ukazuje, že ke změně průrazného napětí Up,2 s teplotou oleje T dochází
okamžitě - se změnou teploty oleje T, se okamžitě změní hodnota rozpustnosti vody v
oleji Cw,sat, jeho relativní vlhkosti RH a následně i jeho hodnota průrazné pevnosti Up,2
a teprve potom je tento proces pomalu kompenzován změnou obsahu vody v oleji Cw
která je vyvozena přítomností celulozy
Nový model je tedy schopen již z principu kvalitativně lépe postihnout a vysvětlit zdánlivě
paradoxní chování transformátorů o kterém jsme se zmínili v Úvodu.
Pokud chceme věrohodně kvalitativně i kvantitativně verifikovat náš nový model, musíme
zřejmě postupovat ve dvou úrovních:
o
zkoumat jeho chování za podmínek kdy je teplota soustavy olej-celuloza stálá nebo
se mění velmi pomalu
o
zkoumat jeho chování při velmi rychlých změnách teploty oleje
3. Simulace chování izolačního systému transformátoru za stálé teploty
Předpokládejme že máme transformátor se středním navlhnutím celulozy Cp = 3% a
odebereme z něj olej na čtyřech ustálených teplotních hladinách 20, 40, 60 a 80C a
změříme průrazné napětí za laboratorní a provozní teploty. V následující tabulce jsou pak
uvedeny hodnoty průrazného napětí simulované podle nového a starého modelu.
Pro kvantitativní simulaci hodnoty průrazného napětí oleje je použita první aproximace
skutečné relace (2) ve tvaru
(6)
Up,2 = Up,max (1 – RH), kde Up,max = 90 kV/2.5mm
Výsledky simulace jsou patrné s následující tabulky.
Laboratorní hodnoty
Cp = 3%
Provozní hodnoty
T
Cw
Up,1
(20C)
Cw,sat
(20C)
RH
(20C)
Up,2
(20C)
Cw,sat
(T)
RH
(T)
Up,2
(T)
20
9
> 60
53
0,19
72
53
0.16
75
40
21
~ 40
53
0.39
55
122
0.17
74
60
51
~ 20
53
0.97
~0
255
0.2
72
80
121
< 20
53
>1
?
491
0.25
68
Z tabulky je patrné, že stojíme před značným problémem:
o
hodnoty průrazného napětí Up,1(20C) oleje
simulované starým modelem
kvalitativně souhlasí s hodnotami Up,2 (20C) které jsme simulovali pomocí nového
modelu za stejných laboratorních podmínek - tj. olej byl „odebrán“ z transformátoru
5
za provozní teploty T a následně „změřeno“ jeho průrazné napětí za laboratorních
podmínek T = 20C.
ale
o
hodnoty Up,2 (T) kdy jsme odebrali olej z transformátoru za teploty T a změřili jsme
jeho průrazné napětí za této teploty se zásadně jak kvalitativně tak kvantitativně
rozchází s hodnotami Up,1 (20C) a Up,2 (20C)
Tento rozpor je především kvalitativní povahy a musí tedy souviset z naší metodou „měření“
v laboratorních podmínkách.
Nový matematický model soustavy olej-celuloza nám pak poskytuje velmi jednoduché
vysvětlení zmíněného rozporu.
V prvním případě který odpovídá klasickému měření průrazného napětí oleje postupem :
odběr vzorku oleje za provozní teploty transformátoru → změření průrazné pevnosti na
laboratorní teplotě 20C, jsme vlastně z uvažovaného systému odstranili celulozu a tím
„vypnuli“ její vrozený stabilizační vliv. Poklesem teploty T pak exponenciálně poklesne
schopnost oleje rozpouštět vodu (Cw,sat velmi intenzivně nelineárně klesne), relativní
vlhkost oleje RH stoupne a průrazné napětí oleje Ud,2 klesne.
Kvantitativní příklad tohoto procesu poskytuje naše tabulka kde je simulováno chování
středně navlhlého transformátoru s Cp = 3%.
V případě že použijeme standardní měření průrazného napětí oleje dojde k následujícím
procesům
při teplotě transformátoru T = 60C v okamžiku odběru oleje je obsah vody v oleji Cw
= 51 ppm a tento parametr se dále nemění.
po schlazení oleje z 60C na laboratorní teplotu 20C, poklesne rozpustnost vody
v oleji z hodnoty Cw,sat (60C) = 255 ppm na hodnotu Cw,sat (20C) = 53 ppm
protože obsah vody v oleji zůstává po odběru konstantní Cw = 51 ppm, relativní
vlhkost oleje prudce stoupne z hodnoty RH(60C) = 51 / 255 = 0.2 na hodnotu
RH(20C) = 51 / 53 = 0.962 tj. na hodnotu blízkou plnému nasycení olejem vodou.
průrazné napětí klesne na velmi nízké hodnoty ca 10-15kV/2.5mm resp. podle
použité aproximace popsané relací (6) se blíží k nule Up,2(20C) → 0
Naproti tomu v případě, který simuluje chování skutečného transformátoru a kde
stabilizační role celulozových izolantů zůstává plně zachována, dostáváme zcela jiný
obraz daného děje.
po schlazení transformátoru z teploty 60 C na teplotu 20C, zůstávají relace poklesu
rozpustnosti vody v oleji stejné jako v předchozím případě ( Cw,sat (60C) = 255 ppm
poklesne na hodnotu Cw,sat (20C) = 53 ppm).
adsorbcí vody z oleje zpět do celulozy prudce poklesne obsah vody v oleji
z hodnoty Cw(60C) = 51 ppm na Cw(20C) = 9 ppm. Počáteční hodnota relativní
vlhkosti je RH(60C) = 51 / 255 = 0.2, ale po schlazení systému olej-celuloza klesne
na RH(20C) = 9 / 53 = 0.16.
průrazné napětí oleje Up,2 tedy stoupne z hodnoty cca Up,2 (60C) = 68 kV/2.5mm
na hodnotu Up,2 (20C) = 75 kV/2.5 mm.
Standardně prováděná zkouška průrazné pevnosti tedy skutečně reprezentuje „totální
vypnutí“ stabilizačního účinku celulozy v soustavě daného transformátoru.
Uvedený příklad velmi dobře dokládá velmi silný stabilizační účinek celulozy na průrazné
napětí oleje za ustálených stavů kdy olej i celuloza mají zhruba stejnou a stálou teplotu.
Pokud je ze systému olej-celuloza v rámci měření průrazného napětí oleje odebrán pouze
olej je ovšem stabilizační účinek celulozy „vypnut “.
6
Vyvstává tedy otázka zda je metodika měření založená na „vypnutí celulozy“ vůbec
přípustná a zda na ní následně můžeme postavit diagnostický závěr o transformátoru
samotném.
De-facto se totiž jedná o a-priori chybný měřicí postup. Tím, že z soustavy transformátoru
odebereme pouze olej a následně tento olej zchladíme z teploty provozní na teplotu
laboratorní, jsme se dopustili dvou zásadních chyb – změnili jsme nedovoleným způsobem
složení zkoumaného systému systém olej-celuloza a následně i teplotu tj. jeho hlavní
parametr.
Abychom mohli stávající metodu měření průrazného napětí bez větších výhrad používat,
musíme tedy nejprve prokázat zda tato metoda ve skutečném transformátoru vůbec něco
reprezentuje, jinak řečeno musíme najít buď místo, kde v tomto zařízení dochází ke
značnému poklesu teploty oleje bez přítomnosti celulozových izolantů, nebo děj, při kterém
je možné vliv celulozy zanedbat.
Typický případ místa kde v transformátoru dochází k značnému poklesu teploty oleje bez
přítomnosti celulozy, jsou pouze chladiče oleje transformátorů s přirozeným oběhem oleje.
Protože oběh oleje v těchto strojích zajišťuje pouze termosifonový efekt dochází zde ke
značný vertikálním teplotním spádům až 20 - 30C.
Pro kvantitativní popis tohoto „vypnutí vlivu celulozy“ můžeme opět použít náš příkladný
transformátor s Cp = 3% a budeme předpokládat teplotní diferenci vstup-výstup radiátoru
30C.
Pokud tedy z horní části aktivního systému s teplotou T = 60C natéká do radiátorů olej
s obsahem vody Cw = 51 ppm a v chladiči oleje poklesne jeho teplota o 30C a následně
poklesne rozpustnost vody v oleji z hodnoty Cw,sat (60C) = 255 ppm na hodnotu Cw,sat
(30C) = 82 ppm. Nárůst relativní vlhkosti je pak z RH(60C) = 0.2 na RH(30) = 51 / 83 = 0.63
a adekvátní pokles průrazného napětí činí Up,2(60C) = 68 kV/2.5 mm na Up,2(30C) = 35
kV/2.5 mm.
Pouhým průtokem radiátorem s teplotním spádem 30 C tedy olejové dielektrikum teoreticky
ztratilo zhruba jednu polovinu svého průrazného napětí. Jinými slovy – hodnota průrazného
napětí naměřená v laboratoři, kdy teplota oleje poklesne z příkladné úrovně 60C na
laboratorní hodnotu 20C, je nám schopna pouze kvalitativně naznačit skutečný (nižší) pokles
hodnoty průrazného napětí oleje na hodnotu s kterou vytéká z radiátoru do nádoby stroje.
K úplné kvantitativní shodě dojde pouze tehdy, pokud by byl olej schlazen zcela identicky tj.
nikoliv pouze ze 60 na 30C, ale z 60C na 20C.
Teoretický poznatek poklesu průrazného napětí oleje v radiátorech a naopak vertikální
nárůstu této veličiny s teplotou v aktivní části transformátoru je zřejmě fundamentální
výhodou nového modelu ukázaného na obr. 3. Protože víme, že obsah vody oleji zůstává
za ustáleného stavu ve všech částech transformátoru zhruba stejný (Cw ~ konst.), náš
původní model soustavy olej-celuloza ( viz. obr. 1 a 2) ve kterém je hodnota průrazného
napětí určena pouze s obsahem vody v oleji, již z principu nedokáže reálný pokles / nárůst
průrazného napětí oleje s jeho teplotou ani predikovat ani zdůvodnit.
Je tedy možno předpokládat, že nový poznatek změny průrazného napětí s teplotou oleje
musí mít dopad i na volbu typu chlazení resp. návrhu aktivní části transformátorů. Jinak
řečeno, při volbě chlazení typu ONAN, ONAF musíme vždy předpokládat, že do spodní části
nádoby stroje bude natékat olej se značně sníženým průrazným napětím. Naše stávající
metoda měření nás o této skutečnosti, sice zkresleně, ale přesto informuje.
Naopak v případě použití oběhových čerpadel tj. typu chlazení OFAF, OFAN, jejichž účinkem
se sníží teplotní diference spodní / horní část stroje na hodnotu pouhých 3 – 5 C - a
nedochází k žádnému podstatnému poklesu průrazného napětí. Tady naše diagnostická
metoda zřejmě nevyhovuje, protože pokles teploty oleje je velmi malý a průrazné napětí
oleje na výstupu zůstává vůči hodnotám naměřeným v laboratoři relativně vysoké.
7
Zde je třeba zdůraznit, že v obou případech jsme simulovali odezvu příkladného
transformátoru naplněného dokonale čistým olejem a za ustálených teplot. V případě
kontaminace oleje např. mechanickými částicemi, bychom samozřejmě v laboratoři naměřili
nižší hodnoty průrazné pevnosti a v případě navlhlého ONAN nebo ONAF transformátoru by
již s velkou pravděpodobností došlo ve spodní části transformátoru k poklesu průrazného
napětí hluboko pod dovolené hodnoty.
4. Simulace chování izolačního systému transformátoru při rychlých změnách teploty oleje
V předchozí kapitole jsme ukázali, že za ustálených provozních podmínek se měřené a
skutečné hodnoty průrazného napětí oleje liší a k jejich kvantitativní shodě dochází pouze
tehdy pokud se teplota oleje v daném místě daného transformátoru blíží teplotě laboratorní.
Nyní se pokusíme odpovědět na další otázku, zda je možno v transformátoru nalézt
dynamický děj v jehož rámci dojde k „ vypnutí vlivu celulozy“ a následné shodě mezi naším
měřením a realitou.
Matematický model ukázaný na obr.3 naznačuje že takový děj teoreticky existuje. Pokud
skokově změníme teplotu oleje v systému olej-celuloza, bude se tento systém chovat jako
by celuloza v tomto systému vůbec nebyla – ale pouze v okamžiku teplotního skoku.
Časový průběh uvedeného děje je ukázán na obr. 4.
Up,2(kV/2.5mm), Cw(ppm), T(C)
100
1
90
0.9
80
0.8
70
0.7
60
0.6
50
0.5
Cw (ppm)
40
0.4
Up(kV/2.5mm)
30
0.3
20
0.2
10
0.1
0
T(C)
RH (1)
0
0
5
10
15
20
25
30
35
t (hod)
Obr. 4 Simulace dynamické odezvy systému olej-celuloza na skokovou změnu teploty oleje
Změna teploty oleje v okamžiku t = 4 je tak rychlá, že obsah vody v oleji Cw = 51 ppm se
v okamžiku skoku nezmění, ovšem poklesem teploty oleje z 60 na 20C, skokově vzroste
relativní vlhkost oleje z RH(60) = 0.22 na RH(20) = 0.98 a skokově poklesne průrazné napětí
oleje z Up,2 (60C) = 71 kV/2.5mm na Up,2 (20C) → 0.
Následně se ovšem začne projevovat stabilizační vliv celulozových materiálů. Celuloza
ochlazovaná olejem začne z oleje vyvazovat vodu, obsah vody v oleji (Cw – zelená křivka)
klesá a tím klesá i relativní vlhkost oleje (RH – žlutá křivka) a roste průrazné napětí oleje (Up
– červená křivka). Proces „zotavování“ systému oleje-celuloza pokračuje až do dosažení
nového ustáleného stavu, kdy je průrazné napětí oleje na teplotě 20C vyšší než byla tato
veličina na původní teplotě 60C. Zjednodušeně řečeno – děje které proběhnou při
standardním měření průrazné pevnosti je možno simulovat pouze a jedině v okamžiku
teplotního skoku, který ve skutečném transformátoru nemůže nastat.
8
5. Diagnostický software TRACONAL
V předchozích odstavcích jsme ukázali, že dnešní metoda měření průrazného napětí oleje
zřejmě nemá dostatečně silnou návaznost na děje které probíhají ve skutečném
transformátoru. Ve skutečném transformátoru totiž nikdy nelze zcela a jednoznačně
definovaným způsobem „vypnout“ stabilizační vliv celulozových materiálů.
Tuto nevýhodu matematický model daného stroje ukázaný na obr. 3 nemá, protože pomocí
tohoto modelu můžeme kdykoliv simulovat jak děje s „vypnutou celulozou“, tak děje s plným
stabilizačním účinkem celulozových materiálů. Jeho pomocí je pak možno postupovat přesně
podle navrženého třístupňového diagnostického paradigmatu:
přesně simulovat děje které probíhají při měření průrazného napětí oleje (vypnutá
celuloza) a predikovat změnu průrazného napětí oleje s teplotou
verifikovat přesnost takto nastaveného modelu daného transformátoru přímým
kvantitativním porovnáním predikovaných a naměřených hodnot průrazného napětí
v celém rozsahu operačních teplot tohoto transformátoru provést modelovou predikci
nejhoršího možného případu (vypnutá celuloza) a následně stejnou predikci při
plném respektování stabilizačního vlivu celulozových materiálů (zapnutá celuloza) a
tím nalézt průběh maximálně dosažitelných hodnot průrazného a teprve na základě
posouzení všech dosažitelných poznatků provést konečnou diagnostiku
izolačního stavu daného stroje
Uvedený matematický model (vypnutá celuloza – zapnutá celuloza) byl použit pro
realizaci diagnostického software TRACONAL. Příklad jednoho z jeho výstupů (procedura
TRACONAL-D) pro transformátor z obsahem vody v celuloze cca 3% je ukázán na
následujícím obrázku.
Predikovaný
průběh max.
dosažitelného
průrazného
napětí
Zapnutá
celuloza
Predikovaný průběh
průrazného napětí
Vypnutá celuloza
Verifikace modelu
naměřenými daty
9
Obr. 5 Příklad diagnostického posouzení izolačního stavu skutečného transformátoru
s obsahem vody v celulozových materiálech Cp=2.96%.
Z obrázku je dobře patrná dobrá shoda predikovaného průběhu (modrá křivka) a
naměřených dat ze tří vzorků oleje. Můžeme tedy předpokládat, že model daného
transformátoru je kvantitativně dostatečně přesný a v dalším kroku můžeme vymezili oblast
nejhoršího možného případu (the worst possible case) protože víme, že skutečné hodnoty
průrazného napětí oleje v daném stroji musí vyšší tj. být nad modrou křivkou v celém
rozsahu uvažovaných teplot transformátoru 20 – 65C.
Predikce dovolené maximální teploty transformátoru v podmínkách nejhoršího možného
případu (vypnuté celuloze) je patrná z diagramu – pokud např. nechceme aby v daném
transformátoru (při prudkém ochlazení oleje na 20C) poklesla minimální hodnota průrazného
napětí pod 30kV/2.5 mm, nesmíme tento transformátor ohřát na více než 52C.
TRACONAL D nám pak nabízí hodnoty nejlepšího možného případu (the best possible
case) v podobě zelené křivky která nám popisuje průběh maximálně dosažitelné hodnoty
průrazného napětí oleje s teplotou za ustáleného stavu, kdy se plně uplatňuje stabilizace
této veličiny celulozovými materiály. Predikce hodnot nejlepšího možného případu je
analogická. Pro teplotu 52C nám z diagramu vychází, že za dokonale ustáleného stavu a
pro olej bez mechanických nečistot bude reálně dosažitelné průrazné napětí oleje v daném
transformátoru nižší než v ideálním případě zde cca 68 kV/2.5mm.
Reálné provozní hodnoty průrazného napětí oleje se pak s ohledem na dynamiku změny
teploty oleje daného stroje a jeho provedení (částečně vypnutá celuloza) pohybují mezi
oběma křivkami.
V případě ustáleného režimu a při malém rozdílu teplot mezi spodní a horní částí stroje
(OFAF, OFAN) budou reálné hodnoty průrazného napětí blíže zelené křivce
Naopak pokud na daném transformátoru nevyhnutelně dochází k značné diferenci teplot po
výšce stroje (ONAN, ONAF), musíme použít hodnoty v blízkosti modré křivky. K tomu je
nutno zvážit skutečnost, že u takto chlazených strojů je v jejich spodní části teplota oleje
vždy blízká teplotě okolí tj. obvykle 20C - pak je pro další diagnostiku naprosto nezbytné
používat údaje spodní (modré) křivky.
Procedura TRACONAL D také umožňuje určení množství vody, kterou je nutno z daného
stroje odstranit tak, aby bylo možno za všech okolností dodržet minimální požadované
průrazné napětí oleje (Udmin) při dané střední teplotě stroje (TTSmax) a pomocí stejné
procedury je také možno provést kvalifikovaný odhad
vlivnosti kontaminace oleje
mechanickými částicemi, odchylek od ustáleného stavu, odhad zlepšení stavu stroje po jeho
vysušení atd.
Více informací o dalších možnostech využití všech procedur TRACONAL je možno nalézt
v [L8].
5. Závěr
Opakovatelnost
a
reprodukovatelnost
stávajících
měření
průrazného
napětí
transformátorového oleje je nutně omezená. Ponecháme-li stranou celou řadu
systematických chyb měření, například to, že odběry oleje nejsou důsledně prováděny za
ustáleného stavu transformátoru a současné měření teploty je obvykle omezeno pouze na
odečet provozního teploměru, je hlavním nedostatkem tohoto měření úplné pominutí
stabilizačního účinku celulozových materiálů na konečný diagnostický závěr o izolačním
stavu daného stroje.
Tím může dojít u silně navlhlých transformátoru k základnímu diagnostickému paradoxu.
Standardní diagnostika založená pouze na měření průrazného napětí v laboratoři ukazuje,
že stroj není možno bezpečně provozovat a realita dokazuje opak.
10
Dnešní diagnostické paradigma založené na přímé interpretaci jediné naměřené hodnoty
průrazného napětí oleje za těchto okolností nutně selhává, protože nám popisuje jediný stav
transformátoru s „vypnutou celulozou“ . Ve skutečném transformátoru samozřejmě nelze
stabilizující vliv celulozy zanedbat a skutečná hodnota průrazného napětí je tedy podstatně
vyšší než hodnota změřená.
Východiskem z této nepříjemné situace je změna diagnostické metodiky – daný
transformátor již není posuzován přímo na základě jediného měření, ale nepřímo pomocí
simulace jeho izolačních vlastností matematickým modelem který je schopen predikovat jak
stav odpovídající standardnímu měření, tak stavy ve skutečném transformátoru.
Kvantitativní věrohodnost daného modelu je nejprve verifikována naměřenými daty (model i
měření pracuji v režimu „vypnutá celuloza“).
Pak je učiněn diagnostický závěr založený na posouzení dielektrického chování
transformátoru pro nejhorší možný případ („vypnutá celuloza“) v celém rozsahu možných
operačních teplot.
Teprve potom je možno posoudit nejlepší možný případ („zapnutá celuloza“).
Současně je také možno provést odhad izolačního stavu transformátoru s ohledem na vliv
možných dynamických změn teploty oleje a provedení samotného transformátoru (částečně
zapnutá celuloza). Je možno předpokládat, že pouze tímto způsobem lze postihnout celou
šíři problému včetně vzájemné návazností všech dat naměřených v minulosti a eliminaci
potenciálních chyb měření .
Literatura:
L1
….
L2
….. Isolierflűssigkeiten
WDEW-Ölbuch, Band 2, 1996
L3
.....
Wasserberg at all
Drying of liquid immersed insulations using a hydroscopic insulating
liquid
University of Hannover, Germany, Institute of Electric Power Systems
www.unics.uni-hannover.de/shering/PDF/Wasserberg
L4
.....
Altmann,
The influence of temperature on breakdown voltage of oil in the oilcellulose system of power transformer
ARS Group, 2003
www.ars-altmann.com/news
L5
.....
Lewand, Griffin
Understanding Water in Transformer
www.netaworld.org
L6
Myers, Kelly , Parrisch
A Guide to Transformer Maintenance
TMI , Transformer Maintenance Institute, S.D.Mayers, Inc.,
ISBN 0-939320
Y. Du et al.:
Moisture equilibrium in transformer paper-oil systems”,
IEEE El. Ins. M.,1999, Vol.15, No 1
L7
…
SIMMS
11
Solid Insulants Mobile Measurement Systém
www.ars-altmann.com
L8
TRACONAL
TRansformer COntamination AnaLyse
www.ars-altmann.com