Długotrwałe obciążenie cieplne przyspiesza starzenie układu izolacyjnego transformatora. Papier celulozowy i olej izolacyjny zmieniają swoje właściwości podczas eksploatacji, a szybkość tych zmian zależy w znacznym stopniu od temperatury. Szczególne znaczenie mają lokalne gorące punkty uzwojenia. Izolacja w takim miejscu może starzeć się szybciej, niż sugerowałaby średnia temperatura urządzenia lub sam odczyt temperatury oleju.
Starzenie się transformatora, jak ten sam proces zapisano w amerykańskim angielskim, nie jest po prostu funkcją tego, ile lat jednostka była używana. Dwa transformatory tego samego wieku mogą mieć bardzo różną pozostałą trwałość izolacji, w zależności od sposobu ich obciążenia, chłodzenia i konserwacji. Temperatura uzwojenia i związana z nią historia temperatur to jedna z najbardziej przydatnych informacji pozwalających zrozumieć tę różnicę.
Co to jest starzenie się transformatora?
Starzenie się transformatora to stopniowe fizyczne i chemiczne niszczenie systemu izolacji w czasie. W typowym transformatorze olejowym kluczowymi materiałami są celuloza (papier i preszpan) oraz olej izolacyjny. Razem tworzą system izolacji papierowo-olejowej, który utrzymuje uzwojenia oddzielone elektrycznie i podparte mechanicznie.
Celuloza jest głównym problemem starzenia się transformatorów mocy. Olej można filtrować, uzdatniać lub wymieniać przez cały okres eksploatacji transformatora, ale papieru owiniętego wokół przewodów nie da się praktycznie wymienić bez odbudowy uzwojenia. W miarę degradacji papieru traci on wytrzymałość mechaniczną, a utrata ta jest głównym powodem, dla którego stan izolacji często wyznacza praktyczne ograniczenie trwałości transformatora.
Pomaga oddzielić wiek chronologiczny od stanu izolacji. Transformator, który pracował w umiarkowanych temperaturach, przy skutecznym chłodzeniu i niskiej wilgotności, może po wielu latach wykazywać niewielkie pogorszenie jakości izolacji. Inna jednostka w tym samym wieku, w której często występowały duże obciążenia, ograniczone chłodzenie lub wnikanie wilgoci, może znajdować się w zupełnie innym stanie. Wiek jest punktem wyjścia, a nie miarą kondycji.
Naprężenie termiczne to czynnik, który inżynierowie mogą najbardziej bezpośrednio obserwować i którym można zarządzać podczas pracy. Dlatego też w dyskusjach na temat starzenia się transformatora mocy tak dużo uwagi poświęca się temperaturze uzwojeń i temperaturze gorącego punktu.
Dlaczego temperatura przyspiesza starzenie się transformatora
Reakcje chemiczne rozkładające celulozę przebiegają szybciej wraz ze wzrostem temperatury. Wyższa temperatura izolacji prowadzi do szybszej degradacji struktury molekularnej celulozy, co z kolei prowadzi do szybszej utraty wytrzymałości mechanicznej i krótszej żywotności izolacji. Zależność nie jest liniowa: wpływ danego wzrostu temperatury jest większy w wyższych temperaturach.
Możesz spotkać się z prostymi, praktycznymi zasadami, które mówią, że trwałość izolacji wynosi połowę dla każdej ustalonej liczby stopni. Zasady te zależą od modelu referencyjnego, rodzaju izolacji i założonych warunków, dlatego nie należy ich traktować jako faktów uniwersalnych. Wytyczne dotyczące obciążenia, takie jak IEC 60076-7 i IEEE C57.91, opisują modele termiczne i obliczenia starzenia dla transformatorów zanurzonych w oleju, a wszelkie ilościowe obliczenia trwałości powinny opierać się na konkretnej normie, modelu i parametrach mających zastosowanie do danego transformatora.
Obciążenia i straty
Ciepło w transformatorze pochodzi ze strat. Prąd obciążenia powoduje straty w uzwojeniach, a wyższy prąd zwiększa te straty i wytwarzane ciepło. Powoduje to podniesienie temperatury uzwojenia powyżej temperatury otaczającego oleju.
Obciążenie nie ma jednak jedynego wpływu na zachowanie termiczne. Temperatura otoczenia, straty błądzące w elementach konstrukcyjnych, stan oleju i stan układu chłodzenia – wszystko to wpływa na to, ile wytworzonego ciepła opuszcza uzwojenie i na jaką temperaturę ostatecznie nagrzewa się izolacja.
Wydajność chłodzenia
Chłodzenie określa skuteczność odprowadzania ciepła z uzwojeń i rdzenia. W zależności od konstrukcji transformatora może to obejmować naturalną cyrkulację oleju, wymuszony przepływ oleju, grzejniki, wentylatory lub pompy. Gdy wydajność chłodzenia spada, na przykład z powodu zablokowanego przepływu powietrza, zabrudzonych grzejników lub awarii wentylatora, temperatury przy tym samym obciążeniu mogą być zauważalnie wyższe.
Dwa transformatory przenoszące to samo obciążenie mogą zatem doświadczać różnych temperatur izolacji. Jest to jeden z powodów, dla których sama historia obciążenia nie opisuje starzenia termicznego i dlaczego dane dotyczące temperatury dodają informacje, których nie są w stanie uzyskać obecne pomiary.
Temperatura uzwojenia, temperatura gorącego punktu i temperatura górnego oleju
Te trzy terminy są często mieszane ze sobą, ale opisują różne rzeczy. Górną temperaturę oleju mierzy się w górnej części oleju. Temperatura uzwojenia zwykle odnosi się do temperatury przewodów uzwojenia lub otaczającej izolacji. Temperatura gorącego punktu uzwojenia to najwyższa temperatura wewnątrz uzwojenia, która jest zazwyczaj wartością najbardziej odpowiednią dla starzenia się izolacji.
| Parametr temperatury | Co reprezentuje | Jak się to uzyskuje | Dlaczego ma to znaczenie dla starzenia się |
|---|---|---|---|
| Górna temperatura oleju | Temperatura oleju w górnej części zbiornika | Pomiar bezpośredni, zwykle za pomocą sondy lub czujnika w górnym obszarze oleju | Podaje bazową temperaturę oleju, do której dodawany jest wzrost temperatury uzwojenia, ale nie reprezentuje każdego miejsca uzwojenia |
| Temperatura uzwojenia | Ogólna temperatura uzwojenia, często jako wartość szacunkowa | Zwykle obliczane na podstawie temperatury oleju u góry i prądu obciążenia przy użyciu wskaźnika temperatury uzwojenia (WTI) lub modelu termicznego | Wskazuje naprężenie termiczne izolacji uzwojenia, w oparciu o obliczone lub symulowane wartości |
| Temperatura gorącego punktu uzwojenia | Najwyższa temperatura w uzwojeniu | Obliczane na podstawie modelu termicznego lub mierzone bezpośrednio w miejscu zainstalowania sondy w odpowiednim miejscu | Reprezentuje izolację najbardziej naprężoną termicznie, dlatego silnie wpływa na lokalne tempo starzenia |
| Bezpośrednia temperatura uzwojenia światłowodu | Rzeczywista temperatura punktu w miejscu położenia końcówki pomiarowej sondy | Pomiar za pomocą sondy światłowodowej zainstalowanej w wybranym miejscu uzwojenia | Podaje dane zmierzonej temperatury w tym miejscu, które można porównać z wartościami obliczonymi. |
Górna temperatura oleju nie może odzwierciedlać każdego miejsca uzwojenia, ponieważ uzwojenie może być znacznie cieplejsze niż olej w górnej części zbiornika, a różnica ta zmienia się wraz z obciążeniem. WTI i modele termiczne dostarczają przydatnych obliczonych lub symulowanych informacji o temperaturze uzwojenia, podczas gdy sondy bezpośrednie dostarczają danych o temperaturze z wybranych lokalizacji fizycznych. Obydwa podejścia odpowiadają na powiązane, ale różne pytania.
Szersze spojrzenie na metody monitorowania można znaleźć w naszym przeglądzie monitorowania temperatury transformatora .
Dlaczego gorące punkty uzwojenia mają znaczenie dla trwałości izolacji transformatora
Izolacja nie starzeje się równomiernie. Szybkość starzenia zależy od lokalnej temperatury, więc obszar uzwojenia o najwyższej temperaturze zwykle najbardziej przyczynia się do utraty trwałości izolacji. Dlatego też kręty, gorący punkt ma większe znaczenie dla starzenia się niż średnia temperatura łącząca obszary gorące i chłodne.
W tym kontekście gorący punkt oznacza najgorętsze miejsce wewnątrz uzwojenia, a nie ciepłe miejsce na powierzchni zbiornika. Zlokalizowane naprężenia termiczne mogą koncentrować się w określonych pozycjach uzwojenia ze względu na sposób wytwarzania ciepła i przepływ oleju wokół przewodów. Przyczyny omówiono bardziej szczegółowo w naszym artykule na temat , co powoduje gorące punkty w transformatorach , więc tutaj chodzi po prostu o związek ze starzeniem się: mały obszar, w którym stale nagrzewa się, może osiągnąć znacznie bardziej zaawansowany stan degradacji papieru niż reszta uzwojenia.
Ma to praktyczne konsekwencje. Jeśli szacunkowa lub pomiar temperatury zaniża wartość lokalnego gorącego punktu, naprężenie termiczne izolacji również może być niedoszacowane. Tam, gdzie konieczne jest poznanie temperatury gorącego punktu, a nie jej obliczenie, bezpośrednie monitorowanie gorącego punktu w wybranych lokalizacjach uzwojenia zapewnia zmierzone dane do porównania.
Jak starzeje się papier izolacyjny transformatora
Starzenie się izolacji transformatora to głównie starzenie się celulozy. Celuloza składa się z długich łańcuchów polimerowych, a degradacja termiczna stopniowo rozbija te łańcuchy na krótsze. W miarę skracania się łańcuchów papier staje się słabszy i bardziej kruchy, co zmniejsza jego zdolność do wytrzymywania naprężeń mechanicznych występujących podczas pracy, na przykład podczas zwarć.
Starzenie się papieru izolacyjnego transformatora jest spowodowane kilkoma procesami działającymi łącznie:
- Degradacja termiczna: wysoka temperatura bezpośrednio rozkłada łańcuchy celulozy i jest to rdzeń starzenia termicznego transformatora.
- Wilgoć: woda w papierze przyspiesza degradację i sama jest uwalniana jako produkt uboczny procesu, więc starzenie się może się pożywić.
- Tlen i utlenianie: tlen w oleju sprzyja utlenianiu zarówno oleju, jak i papieru, powodując wytwarzanie kwasów i innych produktów ubocznych, które dodatkowo atakują izolację.
Układ olej-papier zachowuje się jak całość. Zdegradowany olej może przenosić kwasy i wilgoć, które wpływają na papier, a produkty degradacji papieru przedostają się do oleju. Z tego powodu w ocenie stanu stan oleju i stan papieru są uwzględniane łącznie.
Stopień polimeryzacji (DP) to jeden ze wskaźników używanych do opisu stanu celulozy, ponieważ odzwierciedla średnią długość łańcuchów celulozy. Zazwyczaj szacuje się ją na podstawie próbek papieru lub na podstawie powiązanych wskaźników. Interpretacja wartości DP wymaga kryteriów odniesienia uznanej normy lub wytycznych i powinna być oceniana w połączeniu z innymi informacjami o stanie, a nie wykorzystywana samodzielnie do oceny transformatora.
Temperatura jest ważna, ale nie jest jedynym czynnikiem starzenia
Temperatura ma duży wpływ na tempo starzenia się izolacji, ale współdziała z innymi czynnikami. Traktowanie temperatury jako całości dałoby niepełny obraz starzenia się transformatora.
| Współczynnik | Związek ze starzeniem się |
|---|---|
| Temperatura | Wyższa temperatura izolacji przyspiesza degradację chemiczną celulozy i oleju. |
| Wilgoć | Woda w papierze i oleju przyspiesza degradację i może zmniejszyć wytrzymałość dielektryczną. |
| Tlen | Wspomaga utlenianie oleju i papieru, tworząc kwaśne produkty uboczne. |
| Stan oleju | Zanieczyszczony lub utleniony olej może przenosić wilgoć i kwasy, które wpływają na papier. |
| Historia ładowania | Czas trwania i poziom przeszłego obciążenia określają, ile zakumulowało się naprężeń termicznych. |
| Wydajność chłodzenia | Zmienia ilość usuwanego ciepła, a co za tym idzie temperaturę osiąganą przy danym obciążeniu. |
| Stan izolacji | Już zniszczona izolacja może różnie reagować na dalsze obciążenia termiczne i mechaniczne. |
Czynniki te oddziałują na siebie. Na przykład wilgoć powoduje, że dana temperatura jest bardziej szkodliwa, a wyższa temperatura ma tendencję do usuwania wilgoci z papieru do oleju. Ze względu na te interakcje dane dotyczące temperatury są najbardziej przydatne, gdy są odczytywane wraz z innymi pozycjami w tabeli.
W jaki sposób monitoruje się starzenie transformatora?
Żaden pojedynczy czujnik nie jest w stanie w pełni zmierzyć starzenia się transformatora. Starzenie się to skumulowany wynik wielu czynników na przestrzeni lat, dlatego jego ocena opiera się na kilku rodzajach informacji:
- Historia temperatur, w tym temperatury oleju u góry i uzwojenia
- Temperatura gorącego punktu uzwojenia, obliczona lub zmierzona
- Wskaźniki stanu oleju
- Analiza gazów rozpuszczonych (DGA)
- Wilgoć w oleju i izolacji
- Analiza furanu
- Testy stanu izolacji
- Historia obsługi i ładowania
Monitorowanie temperatury stanowi jedną część tego obrazu: jak dużemu naprężeniu termicznemu została poddana izolacja oraz jak naprężenie to zmienia się w zależności od obciążenia i warunków chłodzenia. Pozostałe metody na liście opisują uzyskany stan oleju i papieru. Stosowane razem dają bardziej zrównoważoną podstawę do oceny stanu niż którykolwiek z nich osobno.
Bezpośredni pomiar temperatury uzwojenia i starzenia termicznego
Temperatura uzwojenia jest często szacowana, a nie mierzona. Typowe podejścia wykorzystują górną temperaturę oleju, prąd obciążenia, model termiczny lub WTI do obliczenia temperatury uzwojenia. Metody te są szeroko stosowane i dostarczają przydatnych informacji, ale wynikiem jest wartość obliczona na podstawie założeń modelu. Porównanie metod można znaleźć w naszym artykule na temat sposobu pomiaru temperatury uzwojenia transformatora .
Bezpośrednie wykrywanie punktu działa inaczej. Sonda jest instalowana z końcówką pomiarową w wybranym miejscu uzwojenia, a pomiar zwraca rzeczywistą temperaturę w tym punkcie. W przypadku sondy światłowodowej opartej na fluorescencji temperaturę wyznacza się na podstawie zachowania fluorescencji materiału na końcówce czujnika, a światłowód przenosi sygnał z transformatora.
Do zastosowań w uzwojeniach światłowodowy czujnik temperatury uzwojenia oferuje kilka charakterystyk dostosowanych do środowiska:
- Bezpośredni pomiar temperatury w wybranym miejscu
- Izolacja galwaniczna toru wykrywania optycznego
- Wysoka odporność na zakłócenia elektromagnetyczne
- Konfiguracje wielopunktowe, wykorzystujące kilka niezależnych sond
Jeżeli kilka lokalizacji uzwojeń wymaga długoterminowych danych o temperaturze, można podłączyć wiele sond do systemu monitorowania temperatury transformatora zanurzonego w oleju , który rejestruje razem kanały i śledzi ich zmiany w zależności od obciążenia i warunków chłodzenia.
Czujniki te nie mierzą starzenia izolacji. Dostarczają one rzeczywistych danych dotyczących temperatury uzwojeń i temperatury najgorętszych punktów w wybranych lokalizacjach pomiarowych, a także trendów temperaturowych przy zmieniającym się obciążeniu i chłodzeniu. Dane te stanowią jeden z danych wejściowych do oceny naprężeń termicznych i zrozumienia warunków, w jakich transformator się starzeje.
Ważne: pomiar punktowy nie lokalizuje automatycznie każdego gorącego punktu
Fluorescencyjna światłowodowa sonda temperatury mierzy fizyczną lokalizację, w której zainstalowana jest jej końcówka pomiarowa. Nie jest to czujnik rozproszony, a włókno pomiędzy końcówką czujnikową a przyrządem nie mierzy temperatury na całej swojej długości. Jedna sonda mierzy jedną określoną pozycję.
Sondy światłowodowe mogą bezpośrednio mierzyć temperaturę w wybranych lub wcześniej zidentyfikowanych lokalizacjach uzwojeń, w tym w lokalizacjach, które mogą mieć krytyczne znaczenie termiczne. Nie znajdują automatycznie nieznanego gorącego punktu. Jeśli kilka lokalizacji wymaga bezpośredniego pomiaru, potrzebnych jest kilka sond.
Dlatego też podczas projektowania transformatora, jego produkcji i testowania w fabryce lub podczas przeglądu technicznego dostępnych miejsc pomiarowych należy wziąć pod uwagę rozmieszczenie czujnika. Wewnętrzne sondy uzwojenia nie mogą być zazwyczaj dodawane po fakcie do działającego transformatora zanurzonego w oleju.
Nowe transformatory a istniejące transformatory
Praktyczne opcje różnią się w przypadku nowego transformatora i już działającego.
Nowe transformatory: Sondy bezpośredniego uzwojenia można zaplanować przed ostatecznym montażem, jeśli pozwala na to konstrukcja transformatora. Lokalizacje sond można uzgodnić z projektantem, poprowadzić i zabezpieczyć podczas produkcji oraz zweryfikować podczas testów fabrycznych.
Istniejące transformatory: Dostęp do uzwojenia wewnętrznego jest zwykle ograniczony i nie można zakładać, że sondy wewnętrzne będą mogły być modernizowane. Ocena temperatury może w większym stopniu opierać się na istniejących przyrządach, pomiarze górnej części oleju, WTI, pomiarach zewnętrznych i wszelkich dostępnych już punktach monitorowania.
Które dane dotyczące temperatury są przydatne do oceny starzenia transformatora?
Różne źródła danych odpowiadają na różne pytania. Poniższa tabela nie stanowi rankingu, ponieważ każdy wpis wnosi coś innego do oceny starzenia się.
| Pomiar / Wskaźnik | Co pokazuje | Bezpośrednie lub pośrednie | Główne ograniczenie |
|---|---|---|---|
| Górna temperatura oleju | Temperatura oleju w górnej części zbiornika | Bezpośredni pomiar oleju, pośredni dla uzwojenia | Nie przedstawia lokalnych temperatur uzwojenia |
| WTI / model termiczny | Obliczona lub symulowana temperatura uzwojenia | Pośredni | Zależy od założeń modelu i kalibracji |
| Sonda światłowodowa z uzwojeniem bezpośrednim | Rzeczywista temperatura w jednym wybranym miejscu uzwojenia | Bezpośrednie | Mierzy tylko jeden punkt i należy zaplanować jego rozmieszczenie |
| Wiele sond uzwojenia | Temperatury w kilku wybranych lokalizacjach | Bezpośrednie | Obejmuje tylko lokalizacje, w których zainstalowane są sondy |
| Historia ładowania | Jak mocno transformator został obciążony w czasie | Pośredni wskaźnik naprężenia termicznego | Nie rejestruje warunków chłodzenia ani temperatury lokalnej |
| DGA/wskaźniki stanu oleju | Właściwości gazów i olejów odzwierciedlające degradację lub awarie | Pośredni | Pokazuje stan wynikowy, a nie temperaturę, która go powoduje |
| Ocena furanu / izolacji | Wskaźniki związane ze degradacją papieru | Pośredni | Interpretacja zależy od historii oleju i kryteriów referencyjnych |
Wniosek
Na starzenie się transformatora duży wpływ mają warunki termiczne panujące w systemie izolacji, a efekt jest największy tam, gdzie temperatury są najwyższe. Temperatura gorącego punktu uzwojenia dostarcza informacji, których sama średnia temperatura oleju nie jest w stanie w pełni odzwierciedlić, dlatego też zajmuje tak ważne miejsce w dyskusjach na temat trwałości cieplnej transformatora.
Bezpośredni pomiar punktowy dostarcza rzeczywistych danych o temperaturze w wybranych lokalizacjach fizycznych i można je porównać z wartościami obliczonymi z modelu WTI lub modelu termicznego. Nie mierzy samego starzenia się. Dane dotyczące temperatury należy rozpatrywać łącznie z wilgocią, stanem oleju, historią obciążenia i innymi informacjami o stanie transformatora.
Jeśli pomiar temperatury uzwojenia lub pomiaru gorącego punktu jest częścią projektu monitorowania transformatora, INNO może pomóc w przeglądzie lokalizacji pomiarów, konfiguracji sond i wymaganych kanałów monitorowania.