KONICA MINOLTA

Aktuální vydání

celé číslo

11

2019

Využití robotů, dopravníků a manipulační techniky ve výrobních linkách

Průmyslové a servisní roboty

celé číslo

Voda ve stárnoucích transformátorech (část 1)

Voda ve stárnoucích transformátorech (část 1)

Josef Altmann

Řádně ošetřovaný a standardně zatěžovaný systém olej-celulóza výkonového transformátoru představuje velmi spolehlivý celek. Proto je vždy velmi frustrující pozorovat, jak je tento systém, zvláště u starších a navlhlých transformátorů, devastován v důsledku nesprávné diagnostiky a následného nevhodného ošetření. Z tohoto hlediska je nutné mít neustále na zřeteli, že cílem je náležitě vysušit celý transformátor, nikoliv pouze jeho olejovou náplň. Je tedy třeba spolehlivě odstranit především tzv. dilutovanou („rozpuštěnou“) vodu z celulózových materiálů uvnitř transformátoru. Množství jak volné (dilutované), tak i vázané vody obsažené v olejové náplni transformátoru je totiž v porovnání z množstvím dilutované vody v celulóze natolik malé, že je lze z hlediska vysoušení transformátoru zanedbat. Olejová náplň transformátoru funguje v tomto ohledu pouze jako nosič, a to v první řadě jako „nosič“ informace o tom, kolik dilutované vody je obsaženo v celulózových materiálech v transformátoru. K měření souhrnného množství vody v oleji, dilutované i vázané, se nyní v praxi běžně používá Karl-Fisherova metoda. Autor v článku vyvozuje, proč je použití této metody k určování množství dilutované vody v celulóze nejen nevhodné, ale dokonce nebezpečné – podle výsledků, které uvedená metoda poskytuje, je totiž i relativně suchý transformátor považován za navlhlý, a to se všemi negativními důsledky v oblasti údržby a celkové spolehlivosti transformátorů. K odstranění současné nevhodné a stavu znalostí neodpovídající praxe navrhuje autor přejít na hodnocení stavu výkonových transformátorů podle údajů převodníků relativní vlhkosti jejich olejové náplně.

1. Úvod

Podle Electric Power Research Institute (EPRI) je průměrný věk výkonových transformátorů v USA 37 let a vzrůstá každý rok o dalších asi 0,6 roku. Důvodem je, že uživatelé transformátorů v USA do této oblasti stále reinvestují jen skutečně nezbytné minimum [1]. Podobná situace je i v Evropě. Podle údajů organizace EVU (Energieversorgungsunternehmen, Německo) je průměrný věk transformátorů v hlavní statistické skupině mezi 31 a 35 lety [2].

Navzdory vrozené a požadované redundanci každé elektrorozvodné sítě – výkonové transformátory, jako její nejdůležitější prvky, jsou zdvojeny, nebo dokonce ztrojeny – potenciální spolehlivost sítě jako celku za této situace nevyhnutelně klesá.

Důvod je zřejmý. Všechny rezervní transformátory v síti navzdory svému malému zatížení (nebo dokonce i bez zátěže) stárnou a relevantní měření a věrohodná diagnostika jejich aktuálního stavu za provozních podmínek jsou spíše ojedinělé, anebo dokonce vůbec neexistují.

Je tedy nutné hledat metody umožňující optimalizovat kapitalizaci těchto strojů s ohledem na jejich buď výměnu, nebo prodloužení provozního života při současné záruce jejich pokud možno bezporuchového chodu. Přitom je třeba jít cestou detailnějšího a přesnějšího posuzování stavu výkonových transformátorů při použití jednoduchého, dobře zvládnutého a verifikovatelného nástroje pro jejich technickou a ekonomickou analýzu.

2. Tradiční měřicí metody a nevysvětlitelné chování transformátorů

Prvním a základním problémem stárnoucích transformátorů je kontaminace jejich vnitřku vodou spojená s následným nevyhnutelným poklesem provozní spolehlivosti a odpovídajícím zkrácením doby provozního života, popř. dlouhodobé spolehlivosti.

Na základě tradice a pro svou jednoduchost a dosažitelnost jsou při posuzování tohoto problému obvykle používány tzv. nepřímé metody. Ty určující skutečný objem nežádoucí vody akumulované v transformátoru nepřímo z naměřených hodnot dvou veličin obsahu vody v oleji a teploty transformátoru.

Obsah vody v celulózových materiálech obsažených v transformátoru, což je hlavní parametr při rozhodování o tom, zda transformátor sušit nebo nesušit, se určuje podle tzv. rovnovážných diagramů (Nielsen, Piper ad.).

Protože tato tradiční nepřímá měření jsou obvykle prováděna také tradičně, tj. s jednorázovým odběrem oleje a změřením teploty bez ohledu na to, zda je transformátor v ustálených podmínkách či nikoliv, je jednak opakovatelnost a věrohodnost odpovídajících diagnostických závěrů velmi malá [3] a jednak údržbové zásahy na nich založené mohou vést nikoliv ke zlepšení, ale ke zhoršení stavu, anebo dokonce k poškození transformátoru.

Paradoxní a značně kontroverzní výstupy a závěry poskytují velmi často především diagnostické metody založené na měření obsahu vody v oleji Cw Karl-Fisherovou (KF) metodou a na klasickém měření průrazného elektrického napětí oleje Up. Při jejich použití se tudíž lze setkat s jevy označovanými jako:

  • zázračný olej: navzdory naměřenému velkému obsahu vody v oleji vykazuje starší olej velkou elektrickou pevnost, podstatně větší než vodou stejně kontaminovaný nový olej,

  • zázračné vysušení: měření metodou KF ukazuje po výměně oleje obsah vody v oleji podstatně menší než u staré náplně (ačkoliv je zcela zřejmé, že celkové množství vody v transformátoru nemohlo pouhou výměnou oleje výrazně poklesnout),

  • lavinový efekt: transformátor je opakovaně krátkodobě vysoušen při použití velkého vakuového vysoušeče pracujícího s vysokou teplotou a vakuem; obsah vody změřený metodou KF bezprostředně po vysušení je sice uspokojivý, ale dlouhodobě stále roste a celkový stav transformátoru se neustále zhoršuje.

Tradiční diagnostické metody obvykle selhávají i při vysvětlování těchto dvou paradoxů:

  • transformátor-zombie: podle velkého obsahu vody v oleji a malé elektrické pevnosti oleje je v souhlasu s normou třeba považovat daný transformátor za „mrtvý“; ve skutečnosti však pracuje po celé roky bez jakýchkoliv problémů (je tedy „živý“),

  • syndrom „náhlé smrti“: transformátor, který vždy vykazoval uspokojivé hodnoty jak obsahu vody v oleji, tak elektrické pevnosti oleje, po rychlé změně své provozní teploty náhle havaruje.

Současné diagnostické metody při vysvětlování uvedených jevů nejen selhávají, ale zřejmě ani neexistuje skutečný zájem o to, aby tyto jevy byly přesvědčivě vysvětleny.

3. Dilutovaná a vázaná voda v transformátoru

Vysvětlit uvedené jevy lze snadno, jestliže se ovšem použije poněkud jiný přístup, jenž je založen na těchto předpokladech:

  • dominantním parametrem každého navlhlého transformátoru je obsah vody v jeho celulózových materiálech (Cp), a to proto, že jde o parametr teplotně invariantní, tj. veličinu, která se na rozdíl veličin Cw a Up s teplotou transformátoru nemění [4]; protože obsah vody v celulózových materiálech se stanovuje na základě rovnovážných relací, musí být obsah vody v oleji a teplota transformátoru měřeny za přesně daných podmínek,

  • závislost rozpustnosti vody v oleji na jeho teplotě je u všech nových transformátorových olejů přibližně stejná,

  • elektrická pevnost jakéhokoliv transformátorového oleje, charakterizovaná jeho průrazným elektrickým napětím Up (v kilovoltech na 2,5 mm), je dominantně určena jeho relativní vlhkostí α [5], [6],

  • zaručit požadovanou přesnost, věrohodnost a opakovatelnost diagnostických závěrů ohledně navlhnutí a dielektrického stavu transformátoru lze pouze při spřaženém (on-line) měření relativní vlhkosti, tj. množství tzv. dilutované vody, a teploty uvnitř transformátoru,

  • u starších olejů je vždy třeba pracovat se dvěma zcela rozdílnými typy vody.

Pro většinu uživatelů transformátorů je patrně nejobtížnější akceptovat poslední bod a pochopit, že v olejové náplni staršího transformátoru se vždy vyskytují dva zcela odlišné typy vody, jejichž transport mezi olejovou náplní a celulózou v transformátoru a jejich dopad na elektrickou pevnost oleje jsou absolutně odlišné.

Dilutovaná (volná) voda je v daném případě vlastně vodní pára, jejíž molekuly, podobně jako molekuly plynů, volně migrují mezi molekulami oleje, přičemž pouze tato voda:

  • migruje mezi olejovou náplní a celulózovými materiály v transformátoru v závislosti na jeho teplotě,
  • je dominantně akumulována v celulózových materiálech v transformátoru,
  • dominantně určuje elektrickou pevnost transformátorového oleje,
  • může být přímo měřena jako relativní vlhkost oleje;

Vázaná voda je voda chemicky vázaná v produktech stárnutí oleje, zvláště v organických kyselinách, přičemž:

  • k migraci kyselin a ostatních produktů stárnutí mezi olejovou náplní a celulózovými materiály dochází jen ve velmi omezené míře,
  • vliv kyselin a vody v nich vázané na elektrickou pevnost oleje je buď jen velmi malý, nebo žádný.

Metoda KF společně měří obsah jak vázané, tak i dilutované vody.

Jeden z nejdůležitějších aspektů této téze, tj. limitovaný pohyb produktů stárnutí mezi olejem a celulózou, přitom jasně vyplývá z přímého pozorování realizovaného v každodenní praxi.

Po výměně staršího oleje s velmi velkým číslem kyselosti za nový olej totiž vždy dochází pouze k nepatrnému nárůstu čísla kyselosti oleje, které se navíc nemění s teplotou transformátoru (olej ve studeném i horkém transformátoru má stále stejné číslo kyselosti). To ovšem znamená, že transport kyselin mezi olejovou náplní a celulózovými materiály zde zřejmě neexistuje nebo je velmi malý. To je velmi jednoduchý a snadno dokazatelný fakt.

Pokud by totiž mezi olejovou náplní a celulózou existoval transport kyselin srovnatelný s transportem dilutované (volné) vody, byly by po výměně oleje nutně patrné velmi značný nárůst čísla kyselosti v oleji, tj. při stejné teplotě transformátoru by číslo kyselosti oleje asi po dvou týdnech provozu mělo být téměř stejné jako před výměnou, a značné změny čísla kyselosti oleje s teplotou transformátoru.

Uvedené efekty nebyly v praxi nikdy pozorovány, a kdyby něco podobného v transformátoru existovalo, neměla by výměna zestárlého oleje žádný smysl. Sama praxe tedy ukazuje, že transport produktů stárnutí mezi novým olejem a celulózou v transformátoru je velmi malý. Svým charakterem odpovídá spíše postupnému vymývání rezidua starého oleje z prostoru mezi celulózovými vlákny zpět do olejové náplně transformátoru, a může být tedy zanedbán.

Takovéto zjištění má ovšem velmi závažné důsledky. Jestliže totiž k transportu produktů, a tím i vázané vody mezi olejovou náplní a celulózou nedochází, vázaná voda vždy zůstává pouze v olejové náplni transformátoru. Tím je ovšem množství vázané vody v olejové náplni v porovnání s množstvím dilutované vody v celulóze tak malé, že je lze zanedbat, a z hlediska sušení transformátoru také nemá smysl množství vázané vody v oleji měřit. Jak bude v dalším textu ukázáno, nevhodným způsobem měření množství vázané vody lze dokonce přesnost a věrohodnost odhadu míry navlhnutí transformátoru závažně a nepřípustně zkreslit.

4. Experimentální ověření nového diagnostického postupu

S cílem vyhnout se neproduktivním debatám o platnosti uvedené teze byl proveden jednoduchý experiment, který ji měl potvrdit, nebo vyvrátit.

Obr. 1.

Obr. 1. Simulátor chování vody v systému olej-celulóza výkonového transformátoru

Transformátor byl při tomto experimentu simulován hermeticky uzavřenou nádobou obsahující papírovou vložku ponořenou v transformátorovém oleji. Aby se rychle dosáhlo přijatelného rovnovážného stavu teplotního i koncentrací, byl olej nuceně protlačován přes vložku oběhovým čerpadlem. Potřebné (při měření konstantní) teploty se dosahovalo ohřevem oleje řízeným jednoduchým regulačním obvodem (obr. 1). Pro simulaci skutečných podmínek v transformátoru byla u modelové nádoby zvolena stejná hmotová relace mezi olejovou náplní a celulózovým materiálem jako u skutečného transformátoru, tj. asi 10 : 1.

Celý experiment byl založen na známých a dobře ověřitelných skutečnostech:

  • množství vody v papírové vložce (kde je deponováno více než 98 až 99 % vody obsažené v dané soustavě olej-celulóza) nemůže být podstatně změněno pouhou výměnou olejové náplně,

  • maximální experimentální chyba vyvolaná výměnou oleje tedy může být pouze v rozmezí 1 až 2 %, a je tedy srovnatelná s přesností použitých měřicích metod.

Množství vody v modelové nádobě je determinováno množstvím vody v celulóze. Proto by za ustálených podmínek měl být při dané teplotě naměřen vždy stejný obsah vody v oleji, bez ohledu na to, v jakém oleji je tento obsah měřen, a naopak, jestliže se za stejných podmínek naměří vždy stejný obsah vody v oleji, mělo by tím také být s přijatelnou přesností dáno množství vody deponované v celulóze.

Vlastní experiment spočíval ve dvou krocích:

1. Nádoba byla naplněna novým olejem, bylo uvedeno do chodu oběhové čerpadlo protlačující olej přes papírovou vložku a převodníkem HMP228 z řady přístrojů Humicap® od firmy Vaisala byl měřena vlhkost a teplota oleje. Po ustálení údaje vlhkosti byla vlhkost oleje paralelně změřena převodníkem HMP228 a standardní metodou KF. Výsledek byl takový, že obsah vody v transformátoru naměřený metodou KF a převodníkem NMP228 byl při zvolených hodnotách teploty vždy přibližně stejný (v celém uvažovaném rozsahu teplot od 30 do 80 °C).

2. Nový olej byl vypuštěn, nádoba byla naplněna starším olejem a celé měření bylo opakováno s těmito výsledky:

  • převodníkem Vaisala HMP228 byl v celém rozsahu teplot od 30 do 80 °C při stejných úrovních teploty naměřen v novém i ve starém oleji stejný obsah vody,

  • metodou KF byla u olejů různého stáří naměřena vždy podstatně větší vlhkost oleje než převodníkem.

Uvedený experiment reprezentuje tzv. kvalitativní rozhodování, neboť umožňuje přímo určit, která metoda měření je v praxi použitelná, a která nikoli. Na jeho základě lze tedy rozhodnout ano nebo ne:

  • převodník vlhkosti HMP228 neukazuje po výměně oleje žádnou podstatnou změnu, a protože je známo, že množství vody v „transformátoru“ se nezměnilo, je odpověď ano: měřit převodníkem vlhkosti je vhodné a jde o metodu použitelnou k určení množství vody v transformátoru,

  • výsledky získané při použití metody KF vždy vykazují u starších olejů výrazné rozdíly směrem k větší vlhkosti, přičemž množství vody v systému se nezměnilo, a odpověď je tedy ne: metoda KF není vhodná k měření množství vody ve starších transformátorech, protože údaje, které poskytuje, jsou zřejmě zatíženy zkreslující informací.

Lze shrnout, že při měření množství vody ve starších transformátorech metodou KF se vyskytuje „vrozená“ systematická chyba, vnášená do měření kyselinami přítomnými ve starším oleji. To ovšem může vést k chybným diagnostickým závěrům a návazně k výběru nevhodných metod péče o daný transformátor, či dokonce k jeho nevratnému poškození. Za typický odstrašující příklad lze uvést opakované sušení v podstatě suchého transformátoru, které nejprve zničí jeho olejovou náplň a následně jeho celulózové izolanty.

Při promítnutí uvedených skutečností do odpovídajícího diagnostického přístupu lze snadno vysvětlit všechny případy paradoxního chování transformátorů uvedené v kap. 2.

(dokončení v příštím čísle)

Dipl. Ing. Josef Altmann,
ARS Altmann Group
(altmann@iol.cz)