Aktuální vydání

celé číslo

10

2022

Chemie, potravinářství a farmacie

celé číslo

Voda ve stárnoucích transformátorech (část 2)

Voda ve stárnoucích transformátorech (část 2)

5. Vysvětlení příčin paradoxního chování transfomátorů

5.1 Zázračný olej
Paradox zázračného oleje, tj. velké elektrické pevnosti starších olejů při jejich současné naměřené velké vlhkosti, je pouze zdánlivý. K velké hodnotě vlhkosti naměřené metodou KF přispívá současně dilutovaná i vázaná voda, ale elektrickou pevnost oleje zmenšuje pouze voda dilutovaná. Obsahuje-li tedy starší olej relativně malé množství samotné dilutované vody, zůstane jeho elektrická pevnost velká.

Je-li k měření vlhkosti použit převodník měřící pouze obsah dilutované vody, paradox zázračného oleje okamžitě zmizí.

Závěr zní, že „zázračný olej“ je pouze iluze vyvolaná použitím metody KF.

Produkty stárnutí olejů nemají a nemohou mít na jejich elektrickou pevnost žádný pozitivní vliv.

5.2 Zázračné vysušení
Značný rozdíl mezi naměřenou vlhkostí staršího a nového oleje ať je opět dán tím, že metodou KF se měří celkové množství vody, dilutované i vázané společně. V novém oleji po výměně se vyskytuje téměř jen dilutovaná voda, a vlhkost oleje naměřená metodou KF poklesne.

Jestliže je obsah vody v olejové náplni před výměnou a po výměně měřen převodníkem vlhkosti, naměří se (při téže teplotě transformátoru) přibližně stejné hodnoty.

Závěr zní, že zázračné vysušení transformátoru v důsledku výměny jeho olejové náplně je pouze virtuální a ve skutečnosti je způsobeno použitím nesprávné metody měření.

Navlhlý transformátor nemůže být efektivně vysušen ať už výměnou, regenerací nebo krátkodobým vysoušením své olejové náplně, protože množství vody, které se tímto způsobem z transformátoru odebere, je příliš malé.

5.3 Lavinový efekt
Lavinový efekt je dalším typickým důsledkem chybného a nebezpečného způsobu údržby navlhlých a starších transformátorů, který opomíjí očividný rozpor mezi hodnotou vlhkosti oleje naměřenou metodou KF a naměřeným průrazným elektrickým napětím oleje.

Diagnostické zjištění, že daný olej má současně velkou elektrickou pevnost a velký obsah vody, představuje jasný rozpor sám o sobě. Problém je ovšem v tom, že při použití standardního diagnostického postupu tento rozpor obvykle zůstane neodhalen a následně je doporučeno intenzivně (a obvykle krátkodobě) vysoušet daný stroj.

Každé krátkodobé vysoušení, prováděné velkým vysoušecím zařízením, nejprve velmi efektivně odstraní dilutovanou i vázanou vodu z olejové náplně transformátoru. Ale protože návazný proces vysoušení celulózy je v důsledku velmi pomalé difuze vody z celulózy do oleje velmi pomalý, hydraulický výkon daného sušicího zařízení nemá na vysoušení transformátoru jako celku podstatnější vliv.

Protože ovšem velké vysoušeče obvykle pracují s velkým podtlakem a teplotou, vždy současně dojde k částečnému poškození olejové náplně nárůstem obsahu produktů stárnutí v oleji.

Problém spočívá v tom, že měření vlhkosti metodou KF provedené těsně po skončení krátkodobého vysoušení sice vykáže velmi malý obsah vody v oleji (množství dilutované i vázané vody v oleji radikálně pokleslo), ovšem další měření toutéž metodou, provedené řekněme za měsíc, opět ukáže velký obsah vody v oleji, zapříčiněný zčásti zpětnou migrací dilutované vody z celulózy do oleje a do produktů jeho stárnutí a zčásti také větším obsahem produktů stárnutí v samotném oleji. Je tedy doporučeno další krátkodobé vysoušení transformátoru, a tím je spuštěn lavinový efekt, který daný transformátor nevyhnutelně zničí.

Závěr zní, že lavinový efekt je potenciálně velmi nebezpečný, zvláště pro velmi staré transformátory.

Potěšující ovšem je, že uvedený proces lze snadno odhalit měřením množství dilutované vody v oleji. Následně je možné rychlost stárnutí transformátoru výrazně zmenšit výměnou olejové náplně nebo lépe její regenerací. Je-li třeba, lze následně transformátor dosušit vhodným způsobem v režimu on-line, tedy takovým, který nezpůsobuje stárnutí oleje.

5.4 Transformátory-zombie
Mezi transformátory představují transformátory-zombie typickou třídu samu o sobě. Jde nejčastěji o pecní transformátory s nuceným oběhem oleje (s chlazením typu Oil Forced Air Forced – OFAF nebo Oil Forced Air Natural – OFAN), které pracují se stálou zátěží. Jejich teplota je tudíž také relativně stálá a téměř nikdy se výrazněji ani rychleji nemění. Rozdíl teplot horní a dolní části transformátoru u nich obvykle není větší než 3 až 5 K.

Systém olej-celulóza těchto transformátorů tedy pracuje ve stacionárních a téměř homogenních podmínkách, obsah vody v oleji je sice velký a průrazné elektrické napětí Up naměřené v laboratoři je malé, ale skutečná relativní vlhkost oleje (odpovídající provozní teplotě) je zřejmě relativně malá, a následně jeho „provozní“ průrazné napětí (při provozní teplotě) by měla být relativně velká.

Úkaz transformátor-zombie je tudíž očividně vyvolán rozdílem mezi „laboratorní“ hodnotou průrazného napětí oleje naměřenou při „smluvní“ laboratorní teplotě 20 °C a skutečnou dielektrickou pevností oleje při skutečné teplotě v transformátoru za kvaziustálených pracovních podmínek.

Protože hodnota Up závisí na relativní vlhkosti φ definované jako

φ = Cw/Cw sat          (1)

kde Cw je obsah vody v oleji, Cw sat rozpustnost vody v oleji (závislá na teplotě [7]),

a průrazné napětí Up lze vypočítat s použitím aproximace skutečné závislosti [5], [6] podle vztahu

Up = Up max (1 – Hr)

Up max = 85 kV/2,5 mm          (2)

lze také okamžitě a kvantitativně dokázat, že chování transformátoru typu zombie je skutečně vyvoláno rozdílem teploty oleje v transformátoru v provozu a teploty oleje v laboratoři.

Ilustrační výpočet lze provést např. pro transformátor s Cw = 45 ppm:

  • průrazné napětí Up je podle normy vždy třeba měřit při laboratorní teplotě 20 °C, kdy rozpustnost vody v oleji Cw sat = 52 ppm je poměrně velmi malá; relativní vlhkost oleje je za daných podmínek velmi velká (φlab = 45/52 = 0,87) a podle (2) jí odpovídající průrazné napětí Up lab = 85 (1 – 0,87) = 11 kV/2,5 mm, které je velmi malé a neodpovídá normě,

  • jestliže ovšem stejný olej „pracuje“ na provozní teplotě podstatně vyšší, např. 60 °C, rozpustnost vody v oleji prudce vzroste, až asi pětinásobně (Cw sat = 255 ppm), „provozní“ relativní vlhkost oleje φprov je tudíž podstatně menší (φprov = 45/255 = 0,18) a odpovídající „provozní“ průrazné napětí oleje je Up prov = 85(1 – 0,18) = 70 kV/2,5 mm, což je hodnota velmi dobrá a plně vyhovující normě.

Závěr zní, že skutečná dielektrická pevnost oleje je i u velmi navlhlých transformátorů s chlazením typu OFAF nebo OFAN za jejich normálního provozu podstatně větší, než udávají laboratorní měření, a jejich provoz je tedy relativně bezpečný.

Ovšem pozor, uvedené konstatování platí pouze pro teplotně homogenní transformátory (u nichž je rozdíl teplot horní a dolní části transformátoru velmi malý) a pro teplotně ustálené podmínky.

U značně navlhlých transformátorů typů OFAF a OFAN, kde rozdíl teplot ve vertikálním směru může být větší než 30 °C, nebo při rychlých změnách teploty transformátoru může dojít k velmi rychlému poklesu dielektrické pevnosti oleje. V těchto případech je standardní přístup založený na měření Up oleje při laboratorní teplotě v principu správný, protože garantuje rezervu dielektrické pevnosti oleje [3].

5.5 „Náhlá smrt“ transformátoru
Jev označovaný jako „náhlá smrt“ transformátoru je vždy vyvolán čistě dynamickým procesem indukovaným změnami teploty v jeho systému olej-celulóza takto:

  • déletrvající vyšší teplota celulózy způsobí značný nárůst obsahu vody v oleji,

  • při prudkém ochlazení (teplotním šoku) skokově vzroste relativní vlhkost oleje (voda nemá dostatek času na zpětnou absorpci z oleje do chladnoucí celulózy) a současně skokově klesne dielektrická pevnost oleje,

  • po ustálení teploty začne v důsledku zpětné difuze vody z oleje do celulózy pomalu klesat relativní vlhkost a poroste hodnota Up oleje; na nové, nižší teplotě je nová relativní vlhkost menší a nové Up větší než před teplotním šokem.

Závěr zní, že náhlá smrt transformátoru je vrozená vlastnost jeho systému olej-celulóza a teoreticky může postihnout každý transformátor.

Uvedený jev může být opět popsán vztahy (1) a (2), ovšem v případě „náhlé smrti“ není příčinou „stacionární“ změna teploty (transformátor – laboratoř), ale rychlá „skoková“ změna teploty oleje v samotném transformátoru.

Z obr. 2, kde je ukázáno odpovídající dynamické chování systému olej-celulóza, je zřejmé, že jev „náhlé smrti“ transformátoru je opět velmi snadno vysvětlitelný.

Prudký pokles teploty oleje totiž okamžitě změní rozpustnost vody v oleji Cw, sat, tím se změní relativní vlhkost oleje (žlutá křivka) a bezprostředně také Up (červené křivka), zatímco změna obsahu vody v oleji Cw (zelená křivka), která funguje jako korekční zpětná vazba, je značně zpomalena v důsledku omezené rychlosti zpětné difuze vody z oleje do celulózy.

Odezvou na skokovou změnu teploty oleje je tedy tzv. míjivý derivační průběh relativní vlhkosti (prudce vzroste a pomalu klesá) a průrazného napětí Up (prudce klesne a pomalu vzrůstá) oleje [8].

Jev „náhlé smrti“ je tedy skutečně vlastní každému transformátoru, a to bez ohledu na jeho stupeň navlhnutí. Stačí daný transformátor dostatečně ohřát tak, aby obsah vody v oleji náležitě vzrostl, a následné prudké ochlazení oleje na dostatečně nízkou teplotu vždy prudce a nebezpečně zmenší hodnotu jeho Up.

Dřívější velmi populární a dramatické vysvětlování analogických havárií „deštěm v transformátoru“ je tudíž neopodstatněné. Skutečnost je zjevně mnohem prozaičtější a ve své podstatě banální. Kdykoliv relativní vlhkost oleje vzroste řekněme nad 0,6, pravděpodobnost havárie elektrickým průrazem ve stroji vzroste natolik, že transformátor bude havarovat již dlouho před skutečné masivním přesycením oleje vodou, tj. před začátkem „deště v transformátoru“.

Navíc je tento specifický problém v praxi velmi snadno řešitelný. Jestliže relativní vlhkost oleje vzroste nad nebezpečnou mez, je transformátor na základě signálu z převodníku vlhkosti jednoduše odpojen a znovu se připojí teprve tehdy, až relativní vlhkost oleje klesne po zvolenou mez.

Za dobrou zprávu lze považovat skutečnost, že pravděpodobnost havárie běžně navlhlého transformátoru (s navlhnutím celulózy menším než 3 % hmotnosti), který je standardně zatěžován a standardně chlazen, je velmi malá.

6. Shrnutí

Řádně udržovaný a standardně zatěžovaný systém olej-celulóza výkonového transformátoru je velmi spolehlivým celkem. Velkou hrozbou pro jeho spolehlivost je údržba vykonávaná na základě výsledků měření obsahu vody v transformátoru Karl-Fisherovou (KF) metodou. Jde o metodu vyjadřující jedním společným údajem současně množství dilutované vody i chemicky vázané vody v oleji, která je tudíž pro určení množství dilutované vody v celulóze nejen nevhodná, ale dokonce nebezpečná, neboť relativně suchý transformátor je při jejím použití identifikován jako navlhlý.

V praxi se tato situace ještě dále komplikuje tím, že je-li současně provedeno měření metodou KF a převodníkem vlhkosti oleje, metodou KF se ve starších olejích vždy naměří větší množství vody v oleji než převodníkem. Výstup z převodníku pak uživatel považuje za chybný, „protože naměřená hodnota je příliš malá“ a „laboratoř nám dává větší rezervu“.

Obvykle přitom není okolo nikdo, kdo by se pozastavil nad tím, že ve většině případů zde dochází k jasnému rozporu mezi udávaným velkým množstvím vody v oleji a současně velkou elektrickou pevností daného oleje, a typický diagnostický závěr pak zní: „Váš transformátor má velmi dobrou hodnotu průrazného napětí oleje, která výborně odpovídá normě, ale obsah vody v oleji je příliš velký a je třeba ho výrazně zmenšit.“

Skutečnost, že současně velká elektrická pevnost oleje a velký obsah vody v tomto oleji, je jasný protimluv a fyzikální nesmysl, zřejmě nikoho příliš nezajímá.

Důsledkem je tlak na výrobce převodníků snímačů vlhkosti, aby svoje přístroje „rekalibrovali na olej“, tj. poskytovali při měření starších olejů stejné údaje o vlhkosti jako metoda KF.

Jako téměř pikantní je nutné označit současnou běžnou praxi, kdy z hlediska diagnostiky stavu transformátorů naprosto správná a relevantní měření vlhkosti jsou záměrně měněna tak, aby bylo dosaženo shody s nesprávnými údaji získanými metodou KF.

Jednou z možných příčin uvedeného stavu je zřejmě historická setrvačnost. Metoda KF totiž původně byla určena k měření obsahu vody v mazacích a hydraulických olejích s poměrně značným obsahem vody. V těchto případech bylo a je měření metodou KF a na něm založené posouzení olejů zcela relevantní, protože zde neexistuje ani obrovský „celulózový akumulátor“ dilutované vody, ani potřeba v celkovém zjištěném množství vody obsažené v dané olejové náplni transformátoru jednotlivě rozlišit obsah dilutované vody a vody chemicky vázané v oleji.

U starších transformátorů, u nichž je množství obsažené vody dáno množstvím dilutované vody akumulované v jejich celulózových částech (obvykle více než 100krát větším, než je množství dilutované a vázané vody v jejich olejové náplni), je dosud převládající „historický“ přístup absurdní a neudržitelný.

Literatura:
[1] WOODCOCK, D. J.: Risk-Based Reinvestment – Trends in Upgrading the Aged T&D System. Dostupné na http://www.energypulse.net
[2] WERLE, P. et al.: Moeglichkeiten zur Beurtleilung und Werterhaltung des Isolationssystems von Leitungstransformatoren im Betrieb als Massnahme zur Lebensdauerverlaengerung. In: Micafil Symposium, 2004.
[3] ALTMANN, J.: Systematische Fehler by the Diagnose „feuchter“ Transformatoren. EW, 2007, 6, ISSN 1619-5795-D 9785D; Systematické chyby v diagnostice navlhlých transformátorů. Dostupné na http://www.ars-altmann.com/News
[4] ALTMANN, J. – BUKVIS, P.: The Oil – Moisture Diagnostic Problem of Aged Transformers. Dostupné na http://www.ars-altmann.com/News
[5] WASSERBERG, V. et al.: Drying of liquid immersed solid insulations using a hygroscopic insulating liquids. Dostupné na http://www.si.uni-hannover.de
[6] FOFANA, I. et al.: Investigations of mixed liquids for use in high-voltage transformers. In: IEEE, Electrical Insulation Magazine, 2002, roč. 18, č. 3, s. 18–25.
[7] LEWAND, L..: Understanding water in transformer systems. Dostupné na http://www.midel.co.uk
[8] ALTMANN, J.: Průrazné napětí a jeho význam pro diagnostiku výkonových transformátorů. Dostupné na http://www.ars-altmann.com/News

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

Obr. 2. Simulace dynamické odezvy systému olej-celulóza na skokovou změnu teploty oleje

Příspěvek lze ve formátu PDF stáhnout zde