Diagnostika transformátorových olejů v návaznosti na prodloužení životnosti transformátorů

Diagnostika transformátorových olejů v návaznosti na prodloužení životnosti transformátorů

Ing. Vít Barborka,
ČD s. o., Technická ústředna dopravní cesty,
sekce elektrotechniky a energetiky,
Středisko zkušebnictví, Plzeň

1. Úvod

Jako každý živý organismus, tak i každé technické zařízení v průběhu svého života stárne. Při určitém stupni zestárnutí zařízení či jen jeho části (méně příznivá varianta) je ukončena jeho životnost a tím i provoz. U transformátorů se stárnutí nepříznivě projevuje především na elektroizolačních systémech, které vytvářejí potenciálové bariéry, jejichž porušení je bezprostřední příčinou poruchy. Elektroizolační systém výkonových transformátorů tvoří kombinované dielektrikum olej-papír.

2. Životnost transformátoru
Životnost transformátoru je limitována především životností papírové izolace vinutí, jejíž mechanická pevnost se postupně zmenšuje. Životnost papírové izolace je obvykle podstatně kratší než životnost ostatních konstrukčních prvků. Disproporce mezi životností papírové izolace a ostatních konstrukčních částí se značně zvětšuje, není-li ošetřována olejová náplň transformátoru. Mezi stárnutím oleje a papíru totiž existuje vzájemná závislost: produkty rozkladu oleje jsou absorbovány papírem a naopak, což urychluje proces jejich stárnutí. Jestliže není zestárlá olejová náplň před ukončením své životnosti vyměněna, popř. zregenerována, urychluje se nevratná degradace papírové izolace, a tedy rychleji nastává následná havárie transformátoru.

Provozovatel transformátoru může během jeho provozu přímo zabezpečovat údržbu v podstatě pouze olejové náplně. Přitom však životnost olejové náplně je asi dvakrát až třikrát kratší než životnost papíru (pokud nenastane jeho urychlená degradace vlivem ukončené životnosti olejové náplně). Proto je nutné znát stav olejové náplně (tj. diagnostikovat ji) a na základě znalosti jejího stavu vykonávat efektivní údržbu, která zahrnuje zejména její sušení a výměnu, popř. regeneraci těsně před ukončením její životnosti. V případě zanedbání údržby se zkrátí životnost transformátoru. Nehledě na ekonomickou ztrátu při předčasném ukončení doby života transformátoru je třeba brát v úvahu hledisko ekologie v případě havárie.

3. Stárnutí transformátorového oleje

Stárnutím lze označit soubor pochodů, které v provozních podmínkách vedou ke změnám fyzikálních, chemických nebo elektrických vlastností, jež způsobí zmenšení provozní bezpečnosti zařízení z hlediska izolačních vlastností.

Provozní bezpečnost se zmenšuje především z těchto důvodů:

• zhoršení chlazení následkem usazování, stárnutí vzniklého kalu v olejových kanálcích a na vinutí,
• zmenšení mechanické pevnosti celulózových izolantů následkem jejich napadení kyselinami vzniklými stárnutím,
• zmenšení elektrické pevnosti oleje a izolační soustavy olej-papír vlivem produktů stárnutí, především vody.

Vlivy způsobující stárnutí oleje lze rozdělit na:

• účinek kyslíku za současného působení tepla nebo jiných energií, popř. i katalyzátorů a vody,
• účinek energií (tepelné, elektrického pole a elektrických výbojů),
• účinek chemických látek kyselé a alkalické povahy,
• vliv rovnoměrnosti zatížení, úrovně zatížení, chvění a účinnosti chlazení.

Stárnutí olejů je možné rozdělit na oxidační, tepelné a vlivem cizích příměsí.

3.1 Oxidační stárnutí transformátorového oleje
Oxidačním stárnutím nejprve vzniká množství kyslíkatých organických látek (alkoholy, estery, aldehydy, ketony, kyseliny atd.), jejichž molekuly jsou podstatně polárnější než molekuly původních uhlovodíků a jsou v oleji rozpustné. Jako vedlejší produkty vznikají oxid uhličitý a reakční voda. Produkty stárnutí zhoršují elektrické vlastnosti oleje, organické kyseliny rozpouštějí kovové materiály (zvětšují iontovou vodivost oleje).

Polymerací a polykondenzací primárních kyslíkatých produktů stárnutí s reaktivními skupinami vznikají makromolekulární látky, které jsou v první fázi v oleji rozpustné. Zvětšují viskozitu a hustotu izolačního oleje, způsobují změnu jeho barvy a dále zhoršují jeho elektrické vlastnosti. Pokračující polymerací a polykondenzací vznikají nerozpustné kyslíkaté makromolekuly – kaly. Olej se tak stává heterogenní soustavou, jejíž hlavní nedostatek – vylučování kalu – vede k nevratnému poškození elektroizolačního systému olej-papír. Negativní vliv kalu se projeví v jeho katalytických účincích při oxidačním stárnutí oleje a v jeho hydrofilních účincích (sediment kalu).

Jako vedlejší produkt při polykondenzačních reakcích vzniká reakční voda.

3.2 Kaly
Kaly jsou tvořeny malými pevnými částicemi, na které se vážou polární uhlovodíky, dále mýdly vyšších mastných kyselin a zoxidovanými aromatickými uhlovodíky ve formě asfalténů a asfaltogenních kyselin.

Mastné kyseliny a jiné kyslíkaté látky vznikají oxidací uhlovodíků, reakcí peroxidů s tvořenými radikály nebo katalytickým působením kovů a vody na volné radikály. Mýdla vznikají působením mastných kyselin, pevných částic a vody.

Asfaltény vznikají oxidací aromatických a aromaticko-cyklanických uhlovodíků. Spolu s aromatickým podílem snadno vážou vodu. Pevné částice vznikají chvěním a stárnutím pevných částí, zejména celulózy.

Části pokryté kaly se více ohřívají a tím dochází k dalším polymeračním reakcím. Kaly jsou tímto pochodem přeměňovány na částečně polymerovaný gel, který již není v oleji rozpustný ani při vyšší teplotě.

3.3 Účinky kalů
Kromě účinku kalu jako katalyzátoru stárnutí oleje se kaly v transformátoru usazují na povrchu teplejších míst vinutí a na povrchu plechů. Ucpávají se chladicí kanály mezi vinutími, tj. značně se zhoršuje schopnost odvádění tepla z povrchu vinutí. Tím dále ve zvýšené míře vzrůstá oteplení vodičů, kaly na povrchu vinutí houstnou, až zcela zabrání proudění oleje a předávání tepla z povrchu vinutí do oleje. Tak dochází k urychlenému stárnutí papírové izolace vodičů (při zvýšení teploty papíru o 8 °C se jeho životnost zkracuje o 50 % – Montsingerovo pravidlo), až k jejímu zničení následovanému mezizávitovým zkratem nebo elektrickým přeskokem.

Vzhledem ke schopnosti kalů udržovat v sobě vlhkost se může snížit izolační odpor mezi závity ve vinutí a vzniknout mezizávitový zkrat nebo nastat elektrický přeskok mezi živými částmi transformátoru.

4. Diagnostika

Středisko zkušebnictví – Plzeň (dále jen SZ), které je součástí Českých drah s. o., Technické ústředny dopravní cesty, sekce elektrotechniky a energetiky, mimo jiné zajišťuje zejména prostřednictvím zkoušek transformátorových olejů, včetně komplexního servisu dané problematiky, bezdemontážní diagnostiku a profylaktiku transformátorů, které provozují správy dopravní cesty. Periodicita zkoušek olejů je stanovována podle potřeby v rozsahu jednoho roku až pěti let, individuálně na základě jejich objektivně zjištěného stavu, tj. nikoliv v pevných cyklech.

Diagnostikují se skupiny tzv. vybraných transformátorů, tj. transformátorů o napěťových hladinách vvn/vn a vn/vn – soustavně od roku 1995, podle potřeby i ostatní transformátory.

Diagnostika je zaměřena na oblasti tepelně-oxidačního zestárnutí olejové náplně a navlhnutí elektroizolačního systému transformátoru s cílem následně optimalizovat provozní údržbu.

4.1 Diagnostika tepelně-oxidačního zestárnutí olejové náplně
Diagnostika oleje z hlediska jeho zestárnutí (zejména v poslední třetině jeho životnosti) je nutná s ohledem na prodloužení životnosti transformátoru jako celku. Jak již bylo uvedeno, z celého transformátoru má olej obecně nejkratší životnost. Po vyčerpání životnosti oleje, když následně není vyměněn za nový či zregenerovaný, přestane olej plnit chladicí funkci a naopak začne tepelně izolovat vinutí transformátoru působením vypadlých pevných kalů z oleje.

Při diagnostice vykonávané SZ je nejprve kapkovou metodou stanoveno mezipovrchové napětí na rozhraní voda-olej s ((m·N/m) – v rámci této veličiny je stanovena i hustota oleje r (kg/m³)) Uvedená veličina velmi citlivě indikuje stupeň tepelně-oxidačního zestárnutí oleje, její měření požaduje i ČSN 34 3270 (periodické zkoušky). Dosahuje hodnot od 25 m·N/m – velmi zestárlé oleje s ukončenou životností do 60 m·N/m – špičkové nové oleje.

SZ stanovuje hodnotu této veličiny s vyšší přesností, než obecně dosahují mimodrážní laboratoře, což ovšem vyžaduje větší pracnost. Požadavek na větší přesnost je dán charakterem provozu transformátorů v trakčních napájecích stanicích (TNS) ČD, ale i jejich konstrukcí, např. předimenzování z důvodu vysoké krátkodobé přetížitelnosti. Transformátory v TNS ČD jsou průměrně zatěžovány na 25 %, na rozdíl od transformátorů v energetice (ČEZ a Rozvodné podniky), které jsou obecně zatěžovány na asi 75 %. Proto jsou méně tepelně namáhány, tedy pomaleji stárnou (a to celý izolační systém olej-papír). V konečném důsledku např. pokles s o 3 m·N/m v energetice představuje jeden rok provozu, u ČD však pět let (obr. 1). Zatímco tedy energetici ČEZ a RP stanovují s s přesností 1 m·N/m, ČD potřebují dosáhnout přesnosti 0,1 m·N/m.

Je-li olej již velmi zestárlý – v našich podmínkách pod 30 m·N/m, vykoná SZ zkoušku na přítomnost tzv. rozpustných kalů pomocí N-heptanu. Rozpustné kaly indikují zestárnutí oleje téměř na samé hranici životnosti (v energetice olej s již ukončenou životností) – těsně před vypadnutím pevných kalů. V případě pozitivního nálezu (od 29 m·N/m – konkrétní hranice závisí na druhu oleje) je provozovateli doporučena výměna (či regenerace) oleje s případnou revizí transformátoru v dohledné době. Na základě již realizovaných revizí transformátorů je zjištěno, že při 3. stupni rozpustných kalů pevné kaly ještě nevypadávají; energetika rozlišuje pouze ano/ne, ČD desetistupňovou škálu. Případná výměna oleje po vypadnutí pevných kalů, ale ještě před havárií transformátoru, je nerentabilní (obecně následuje sešrotování transformátoru), neboť vypadlé kaly nelze odstranit, takže na novou olejovou náplň působí silně katalyticky, čímž ji enormně degradují. Kromě toho jsou kaly i v celulóze, kterou rozkládají. V úvahu připadá pouze celková generální oprava (GO) s výměnou vinutí, která však také není příliš rentabilní, a to vzhledem k celkové ekonomické rozvaze při porovnání ztrát v magnetickém obvodu (neorientované plechy) apod. Možnost použití speciálních olejů typu Regenol s cílem odstranit již vypadlé pevné kaly z transformátoru se nedoporučuje pro jejich agresivitu vůči celému transformátoru, tedy nejen k pevným kalům; navíc může být v transformátoru pouze jeden rok.

4.2 Diagnostika navlhnutí elektroizolačního systému transformátoru
Voda v izolačním systému olej-papír urychluje degradaci (tj. působí katalyticky) papírové izolace i oleje a také snižuje mechanickou pevnost papíru (zejména při vyšším obsahu vody). Například při obsahu vody v papíru nad 3 % se prudce zmenšuje pevnost papírové izolace – až stokrát rychleji než ve vysušeném stavu – a zhoršuje elektroizolační vlastnosti oleje. Tím silně omezuje, až znemožňuje jednu ze dvou základních funkcí oleje, tj. elektroizolační. Akutní nebezpečí hrozí zejména při rychlém ohřevu transformátoru, kdy se nestačí vytvořit rovnovážný stav a voda přechází z papírového vinutí, kde byla deponována, přímo do 3. fáze (viz dále), tj. vysráží se na vinutí, kde způsobí zkrat (viz havárie přístrojových transformátorů (PT) za letních odpolední).

Při diagnostice prováděné SZ se stanovuje průrazné napětí U_p (kV) oleje podle ČSN EN 60156 (obr. 2). Tato veličina indikuje přítomnost vody (zejména tzv. emulgované), mechanických částic a rozpuštěných plynů v oleji a její měření požaduje i ČSN 34 3270 (periodické zkoušky). V transformátorech ČD dosahuje hodnot od 15 kV (nevyhovující elektroizolační vlastnosti) do 90 kV (špičkové elektroizolační vlastnosti). V rámci této veličiny je vizuálně stanoven i vzhled oleje, např. tzv. vypadlá voda, mechanické kaly apod.

Velikost U_p charakterizuje elektroizolační vlastnosti oleje. V transformátorech ČD je U_p ovlivněno především emulgovanou vodou, která se do transformátoru dostane ze vzdušné vlhkosti (přístup této vody omezuje suchý Silikagel) nebo vzniká přímo uvnitř transformátoru jako tzv. reakční voda při procesu stárnutí (tedy i hermetizované transformátory navlhají – problematika PT).

Jestliže bude suchý olej nasycován vodou, vyskytne se v oleji postupně ve třech fázích:

1. fáze: voda rozpuštěná (též chemicky vázaná); téměř neovlivňuje U_p, při T = = 20 °C jí může být v oleji 20 ppm až 40 ppm (ppm = 10^–6 = g/t); čím více je olej zestárlý, tím je paradoxně schopen více rozpuštěné vody absorbovat. 2. fáze: voda emulgovaná; silně ovlivňuje U_p, při T = 20 °C jí může být v oleji 20 ppm až 100 ppm. 3. fáze: voda vypadlá; voda, kterou olej již není schopen absorbovat, jež vypadne v podobě viditelných kapek na dno nádoby.

Je-li však transformátor, popř. jeho elektroizolační systém olej-papír, velmi navlhlý, je asi 98 % z celkové vody obsaženo v papíru (papír může absorbovat až 10 % vody své hmotnosti), nikoliv v oleji.

Příklad: Transformátor P = 10 MV·A, U₁/U₂ = 110/27 kV, olej m = 10 t, papírová izolace m = 500 kg. V případě zcela navlhlého transformátoru bude v papírové izolaci 50 kg vody, ale v oleji jen 1 kg!

Je však třeba si uvědomit mnohdy opomíjenou teplotní závislost rozložení vody v elektroizolačním systému transformátoru v rovnovážném stavu. Platí totiž, že při vysoké teplotě systému (v podmínkách ČD od 40 °C) papír vodu ze sebe uvolňuje a olej ji absorbuje, při nízké teplotě je tomu naopak. Z tohoto důvodu je teplota transformátoru při odběru oleje velmi důležitá, neboť bez uvedení teploty hodnota U_p nemá vypovídací hodnotu, ukazuje pouze momentální stav oleje bez vztahu k celkovému možnému rozložení vody v celém systému. To znamená, že např. u navlhlého transformátoru bude hodnota Up při teplotě 0 °C (zimní odběr) vysoká (vyhovující), avšak při teplotě 45 °C (letní odběr) nízká (nevyhovující), vzhledem k přesunu vody z papíru do oleje (obr. 3).

V zásadě lze diagnostikovat dva krajní stavy:

1. stav: teplota při odběru je vysoká a hodnota U_p je též vysoká, transformátor je suchý a elektroizolační schopnost oleje vyhovující;

2. stav: teplota při odběru je nízká a hodnota U_p je též nízká, transformátor je velmi navlhlý (pokud není U_p silně ovlivněno mechanickými nečistotami a/nebo rozpuštěnými plyny).

Ostatní stavy lze jen odhadovat.

Vysušený transformátor obsahuje do 2 % vody v papírové izolaci, provozovaný do 4 %, 6 % a více vody je v energetice považováno za havarijní stav. U ČD se vyskytují případy i s až 9 % vody (revidované transformátory). Vzhledem k celkovému negativnímu působení vody v transformátoru je nutné její obsah zmenšovat, čehož lze za provozu dosáhnout pomocí vysoušeče. Vysoušeč účinně zmenšuje obsah vody v papíru prostřednictvím olejové náplně transformátoru bez negativního působení na elektroizolační systém olej-papír a s malými provozními náklady (příkon 0,5 kW), zejména při teplotě transformátoru 30 °C a vyšší.

5. Závěr

SZ vykonává diagnostiku a profylaktiku transformátorů ČD Divize dopravní cesty s cílem optimalizovat jejich údržbu a tím dosáhnout požadované životnosti. Jedná se zejména o objektivní doporučení výměny, popř. regenerace zestárlé olejové náplně s případnou revizí transformátoru a sušení navlhlého elektroizolačního systému transformátoru.

Využití diagnostiky SZ k optimalizaci údržby transformátorů přináší značné ekonomické úspory jejich provozovatelům a v konečném důsledku celým ČD.