Dziś jest piątek, 18 październik 2019 r.
Energoelektronika.pl na stronach Facebook REKLAMA MAPA SERWISU KONTAKT
Strona główna Załóż konto Artykuły branżowe Katalog firm Seminaria FAQ Kalendarium Słownik Oferta
Wyszukaj
1USD 3.8503 -0.35% 1EUR 4.2844 -0.01% 1GBP 4.9671 +0.43%
Zaloguj się
Login (adres e-mail):
Haslo:
  Rejestracja
  Zapomniałem hasła
Reklama

Reklama

Aktualności
Cykl szkoleń z zakresu programowania sterowników SIMATIC S7-300, S7-1200
więcej
32 edycja targów Energetab 2019 juz za cztery tygodnie
więcej
Przyszłość sektora motoryzacji w Polsce ? raport Banku Pekao S.A.
więcej
Przed nami 32. edycja targów ENERGETAB 2019
więcej

Zobacz archiwum

Kalendarium
23 październik 2019
LUMENexpo Targi Techniki Świetlnej  
więcej
29 październik 2019
73. edycja Seminarium dla Służb Utrzymania Ruchu  
więcej
Newsletter
Jeżeli chcesz otrzymywać aktualne informacje o wydarzeniach w branży.
Podaj e-mail do subskrypcji:


Artykuły branżowe
1 grudzień 2014.

Regeneracja oleju mineralnego w eksploatowanych transformatorach dla przywrócenia odpowiednich właściwości, jako alternatywa dla jego wymiany

Regeneracja oleju mineralnego w eksploatowanych transformatorach dla przywrócenia odpowiednich właściwości, jako alternatywa dla jego wymiany

W artykule omówiono przyczyny i skutki obecności w olejach izolacyjnych niepożądanych składników: stałych zanieczyszczeń, produktów starzenia, a także w przypadku olejów korozyjnych - aktywnej siarki. Podano sposób regeneracji na miejscu zainstalowania transformatora. Zaprezentowano dotychczasowe doświadczenia w prowadzeniu nadzoru nad regeneracją olejów zestarzonych i korozyjnych w krajowych transformatorach. Podano uzyskiwane w praktyce wyniki, w tym również po kilku latach dalszej eksploatacji od wykonania zabiegu.

1. Wprowadzenie

Sposób zarządzania eksploatacją transformatorów uwarunkowany jest strukturą wiekową ich populacji oraz związanymi z nią problemami i zagrożeniami. Dotyczą one również oleju izolacyjnego, traktowanego obecnie jako integralna część transformatora, którego stan techniczny może mieć decydujący wpływ na bezpieczeństwo pracy całego urządzenia.
W krajowej energetyce aktualnie eksploatowana populacja transformatorów dzieli się wyraźnie na dwie grupy, w których występują innego rodzaju zagrożenia związane z izolacją ciekłą [1]. Jedna z nich to jednostki starej konstrukcji, głównie z lat 70. i 80., wykazujące znaczny już stopień zestarzenia i zużycia oleju. Stanowią one zdecydowaną większość w naszym systemie energetycznym. O dalszym ich pozostawaniu w eksploatacji decydują czynniki ekonomiczne, a uzasadnia niewielkie zazwyczaj zużycie izolacji papierowej, wynikające z mniejszych niż projektowane obciążeń. Obok nich występuje mniej liczna grupa transformatorów wiekowo młodszych, o nowoczesnej materiałooszczędnej konstrukcji, z których część została napełniona olejami korozyjnymi, zawierającymi dodatek w postaci disiarczku dibenzylu (DBDS), który w założeniu miał wydłużyć ich trwałość eksploatacyjną, a w praktyce stał się przyczyną korozyjności [2]. Oleje te produkowano w latach 1995-2006 i choć spełniały wymagania ówczesnej normy (mało rygorystycznej, jak się okazało w stosunku do procedury badań siarki aktywnej), stały się przyczyną powstawania przewodzących osadów siarczku miedzi oraz nieodwracalnych zmian w izolacji papierowej i powodem licznych awarii transformatorów [3]. Ilość pracujących w kraju jednostek napełnionych korozyjną izolacją szacuje się na ok. 300, przy czym skala problemu jest znacznie szersza, ze względu na używanie tych olejów również do wymian i dolewek w starszych typach transformatorów.
Wobec braku ze względów ekonomicznych perspektyw zastąpienia w najbliższym czasie wyeksploatowanych urządzeń nowymi, a z drugiej strony posiadaniem znacznej liczby jednostek napełnionych olejami korozyjnymi, pojawiła się pilna potrzeba prowadzenia odpowiedniej diagnostyki, skierowanej do tej właśnie populacji, która pozwoliłaby ocenić ryzyko związane z obecnością w oleju niepożądanych i stwarzających zagrożenie składników, takich jak: polarne produkty zestarzenia i siarka aktywna. Decyzje dotyczące konieczności ich usunięcia, w celu przywrócenia właściwego stanu izolacji oraz dokonania wyboru metody uzdatniania, jak i czasu realizacji, są kluczowe dla kontynuowania niezawodnej pracy tych transformatorów. Niewłaściwe natomiast byłoby zaniechanie w tej sytuacji jakichkolwiek działań ukierunkowanych na zmniejszenie ryzyka uszkodzeń jednostek, eksploatowanych z zestarzonym lub korozyjnym olejem.

Mechanizm degradacji oleju i jej wpływ na żywotność transformatora
Rys. 1. Mechanizm degradacji oleju i jej wpływ na żywotność transformatora

2. Niepożądane składniki w oleju oraz związane z nimi zagrożenia

2.1. Analiza procesu starzenia

Nowy, nie używany jeszcze olej elektroizolacyjny powinien posiadać dobre i stabilne właściwości oraz cechować się dużą kompatybilnością z materiałami konstrukcyjnymi transformatora. Decyduje o tym jego skład chemiczny, uwarunkowany przez rodzaj surowca i technologię produkcji oraz sposób przewożenia i magazynowania, który ma wpływ na wnikanie gazów, wilgoci i stałych zanieczyszczeń z otaczającej atmosfery.
Z upływem czasu, każdy olej mineralny w transformatorze ulega niekorzystnym zmianom pod wpływem warunków, w jakich jest eksploatowany. Obserwuje się systematyczne, a w niektórych przypadkach przyspieszone pogarszanie jego parametrów wskutek pojawiania się zanieczyszczeń, pochodzących zarówno z otoczenia, jak i wnętrza urządzenia. Może to być zarówno woda, jak i powietrze atmosferyczne oraz zanieczyszczenia fizyczne (ziarna piasku, opiłki metali, włókna celulozy) i chemiczne (produkty rozkładu izolacji olejowo - papierowej, w tym również gazowe).
a. produkty starzenia oleju na odpływach uzwojenia regulacyjnego transformatora 25MVA o 32-letniej eksploatacji b. siarczek miedzi w miejscu przeplecenia przewodów równoległych uzwojenia DN transformatora 63MVA (faza B)
Rys. 2. Widok osadów o różnym pochodzeniu na części aktywnej transformatorów

Główną przyczyną degradacji oleju jest utlenianie, a mechanizm jego przebiegu został wielokrotnie, szczegółowo opisany w literaturze fachowej [4]. Początkowo zmiany ograniczają się do pogorszenia właściwości dielektrycznych, a następnie w wyniku rozkładu węglowodorów tworzących strukturę oleju powstają wolne rodniki, alkohole, woda, aldehydy, ketony i kwasy organiczne. W zaawansowanych etapach starzenia tworzą się zawiesiny koloidalne, substancje żywiczne i woski oraz wytrąca się osad, który blokuje kanały chłodzące. Następstwem tego są stale pogarszające się warunki oddawania ciepła, a także obniżenie wytrzymałości dielektrycznej układu izolacyjnego Problem ten dotyczy głównie transformatorów napełnianych w przeszłości olejami gorszej jakości, w których często obserwuje się już defekty o charakterze niskotemperaturowych przegrzań.
Procesy degradacji materiałów konstrukcyjnych oddziałują na siebie wzajemnie, prowadząc także do skrócenia żywotności izolacji papierowej, która w środowisku kwaśnym, przy jednocześnie utrudnionej konwekcji ciepła spowodowanej przylegającą do niej warstwą osadu, ulega szybszej destrukcji.
Prócz tego, wskutek zużywania się materiałów konstrukcyjnych powstają cząstki stałych zanieczyszczeń, z których najbardziej niebezpieczne są przewodzące. Gromadzą się one w obszarach o największym natężeniu pola elektrycznego i podtrzymują wyładowania niezupełne, stwarzając zagrożenie przebiciem układu izolacyjnego. Mechanizm degradacji oleju spowodowany różnymi czynnikami: starzeniem i korozyjnymi związkami siarki przedstawiono na schemacie (rys.1).
Graniczne wartości parametrów oleju w eksploatacji podano w [5]. Opracowano je na podstawie analizy statystycznej obszernej bazy wyników zebranych w Energopomiarze, który od dziesięcioleci prowadzi badania izolacji transformatorów na szeroką skalę. Są one okresowo nowelizowane, a ich przekroczenie wiąże się ze znacznym zmniejszeniem marginesu bezpiecznej eksploatacji tych urządzeń.

2.2. Analiza przyczyn i skutków korozyjności olejów

Oleje transformatorowe produkowane z ropy naftowej zawierają niewielką ilość siarki elementarnej oraz jej związków [6]. Całkowite ich wyeliminowanie nie jest wskazane z uwagi na to, że niektóre zachowują się jak naturalne inhibitory, które opóźniają procesy starzeniowe. Negatywnie natomiast oddziałuje siarka aktywna, reagująca z miedzią i srebrem. W niekorzystnych warunkach pracy transformatora, którym sprzyja ograniczony dostęp tlenu, przeciążenia i przepięcia, a także przegrzania spowodowane mało wydolnym chłodzeniem, tworzą się przewodzące osady siarczku, które osłabiają układ izolacyjny, prowadząc do wyładowań i wysokiego ryzyka wystąpienia przebicia [7]. Niebezpieczeństwo to zwiększa się szczególnie w jednostkach nowych, gdzie uzasadniona ekonomicznie oszczędna, jeśli chodzi o materiały izolacyjne konstrukcja, wykazuje większą podatność na uszkodzenie. Wśród substancji odpowiedzialnych za efekt korozyjności olejów były również te, które dodawano celowo, jak wspomniany już na wstępie DBDS, mający w zamierzeniu poprawić odporność oksydacyjną oleju.
Na rys. 2a pokazano osady produktów zestarzenia oleju, pokrywających wyraźnie widoczną warstwą powierzchnię części aktywnej transformatora o mocy 25MVA. Po 32 latach eksploatacji w spółce dystrybucyjnej, jednostka ta z powodu stwierdzonego wysokiego stopnia zawilgocenia została przewieziona do zakładu remontowego celem podsuszenia izolacji. Obok widok fragmentów przewodów miedzianych pokrytych siarczkiem miedzi z uszkodzonego transformatora przemysłowego o mocy 63MVA, któremu 10 lat temu wymieniono pierwotną izolację ciekłą na olej korozyjny.

3. Sposoby usuwania niepożądanych składników oleju

W przypadku, gdy właściwości oleju nie spełniają już wymagań określonych w [5], należy podjąć działania w celu przywrócenia izolacji ciekłej odpowiedniego stanu. Obecne w oleju transformatorowym zanieczyszczenia, w tym szczególnie polarne produkty utleniania oraz reaktywne, korozyjne związki siarki, ze względu na swą rozpuszczalność w oleju nie są usuwane przy pomocy zazwyczaj stosowanej obiegowej obróbki z użyciem filtrów oraz próżni. Do tego celu dedykowane są metody regeneracyjne, najczęściej adsorpcyjne, charakteryzujące się prostą technologią, a zarazem wysoką efektywnością usuwania polarnych zanieczyszczeń [8]. Stosowane do oczyszczania olejów sorbenty mogą być pochodzenia naturalnego lub syntetycznego, a ich aktywność związana jest z silnie polarną powierzchnią. Poprawiają one nie tylko większość parametrów oleju, ale przywracają również jasną barwę i pierwotną odporność na utlenianie (jak dla olejów świeżych). Dodatkowo, zabieg ten wpływa korzystnie na izolację papierową, ze względu na możliwość usunięcia produktów jej degradacji, jak również nagromadzonych osadów na całej powierzchni części aktywnej. Zalety te dotyczą również regeneracji olejów korozyjnych, z których usuwane są skutecznie związki aktywnej siarki. Po zakończeniu procesu, w celu zapewnienia stabilności uzyskanych parametrów dodawany jest syntetyczny przeciwutleniacz DBPC (2,6 di-tert -butylo- parakrezol), co powoduje zmianę kwalifikacji oleju, który odtąd będzie należał do grupy inhibitowanych.
Parametry oleju, które są możliwe do poprawy w wyniku obróbki prowadzonej tradycyjnymi metodami (wirowanie, filtrowanie, odgazowanie i odwodnienie pod próżnią) oraz z wykorzystaniem procesu regeneracji zestawiono w tabeli 1. Wybór odpowiedniej metody uzależniony jest od stopnia i rodzaju jego zanieczyszczenia.

Tabela 1.Parametry oleju, które poprawiają zabiegi tradycyjnej obróbki oraz rege-neracji
Obróbka oleju Regeneracja oleju
Wysoka zawartość wody Ciemna barwa
Wysoka zawartość gazów Niskie napięcie powierzchniowe
Obniżone napięcie przebicia Wysoki współczynnik strat dielektrycznych i niska rezystywność
Nadmierna zawartość stałych zanieczyszczeń Wysoka liczba kwasowa
Zmętnienie oleju Obecność osadów lub szlamów
Obecność korozyjnych związków siarki
Nieodpowiednie parametry oleju dotyczące wody i gazów

Oczyszczanie adsorpcyjne przeprowadza się najczęściej metodą perkolacyjną, przepuszczając przez warstwę złoża olej transformatorowy i wykorzystując do tego celu przewoźne urządzenia, które umożliwiają realizację tego zabiegu na miejscu zainstalowania, bez konieczności wyłączenia transformatora z eksploatacji. Proces przejścia oleju przez kolumny regeneracyjne powtarzany jest wielokrotnie, aż do uzyskania zadowalających wartości parametrów oleju, bądź usunięcia związków siarki korozyjnej. Przy tej okazji, co warto podkreślić, olej jest dodatkowo uzdatniany w komorze próżniowej, gdzie następuje jego odgazowanie i odwodnienie. Zdolność selektywnego usuwania niepożądanych składników stopniowo zmniejsza się, stąd konieczna jest okresowa regeneracja adsorbentów, najczęściej termiczna. Schemat ideowy instalacji do regeneracji przedstawiono na rys. 3.


Rys. 3. Schemat ideowy układu do regeneracji z zastosowaniem kolumn adsorpcyjnych

Regeneracja, jako metoda przywracania odpowiednich właściwości olejom, znana jest od szeregu lat i stosowana w wielu krajach, także europejskich. Stanowi alternatywę dla kosztownej wymiany izolacji ciekłej na nową. Nie bez znaczenia są również inne korzyści związane np. z ekologią, gdyż olej zużyty traktowany jest obecnie jak niebezpieczny odpad, a także z mniejszym zużyciem złóż ropy naftowej, do których dostęp jest coraz trudniejszy.

4. Dotychczasowe doświadczenia Energopomiaru dotyczące badań olejów zregenerowanych

ZPBE ENERGOPOMIAR-ELEKTRYKA, jako firma, której działalność nakierowana jest na szeroką problematykę dotyczącą energetyki, w tym szczególnie zagadnień związanych z prowadzeniem właściwego nadzoru nad eksploatacją transformatorów, rozpoczęła prace badawcze nad skutecznością regeneracji olejów użytkowanych w Polsce. W kooperacji z zagranicznym ośrodkiem wykonującym tego typu prace, przeprowadziliśmy cały szereg prób i badań na zregenerowanych (w skali laboratoryjnej) olejach pobranych z transformatorów eksploatowanych w krajowej energetyce. Potwierdziły one zarówno możliwość przywrócenia w wyniku tego zabiegu dobrych parametrów olejom zestarzonym, jak i upewniły o stabilności tych wskaźników, które utrzymywały się na zadawalającym poziomie w długim horyzoncie czasowym.
W tym celu przeprowadzono próby odporności na utlenianie wg obowiązującej normy [9], którym poddawano olej bezpośrednio po wykonaniu zabiegu regeneracji, ale jeszcze przed dodaniem inhibitora (DBPC), jak i po jego zastosowaniu w dwóch różnych stężeniach. Podczas starzenia przestrzegano odpowiedniego czasu trwania tej próby, rekomendowanego dla olejów nieinhibitowanych oraz inhibitowanych z uwzględnieniem ilości tego dodatku.

Tabela 2. Wyniki badań odporności na utlenianie wg PN-EN 61125/C zregenerowanego oleju

Parametr Wartości zmierzone Olej zregenerowany Wartości dopuszczalne
dla olejów świeżych
wg PN-EN 60296
bez dodatku
inhibitora
z dodatkiem 0,08% DBPC z dodatkiem 0,30% DBPC
standardowych specjalnych
Czas próby [h] 164 [h] 332 [h] 500 [h]

Całkowita liczba kwasowa [mgKOH/gol]

1,1

0,8

0,2

1,2

0,3

Zawartość osadów [%]

0,17

0,05

0,03

0,8

0,05

Współczynnik strat
dielektrycznych tgd
w temp. 90°C

0,421

0,204

0,112

0,500

0,050

W tabeli 2 podano przykładowe wyniki badań zregenerowanego dla celów doświadczalnych oleju pobranego z autotransformatora o mocy 160MVA po blisko trzydziestoletniej eksploatacji, który charakteryzował się znacznym już stopniem zużycia oraz zawierał korozyjne związki siarki (DBDS), pochodzące z kilkukrotnych dolewek oleju korozyjnego Nytro 10GBN.
Pomimo wieloletniej eksploatacji oleju, przeprowadzona regeneracja przywróciła izolacji ciekłej odporność na starzenie taką, jaką przewiduje się dla olejów świeżych klasy standard i to w każdym przypadku. Analizując wartości poszczególnych wskaźników, stwierdzono najlepszą skuteczność i wysoką odporność na utlenianie oleju zainhibitowanego ilością DBPC wynoszącą 0,3% wag., którą uznano za optymalną. Uzyskane rezultaty badań rokują możliwość długotrwałej jeszcze eksploatacji olejów zregenerowanych, co potwierdzają doświadczenia zagraniczne, zebrane w różnych ośrodkach, w tym szwedzkich i brytyjskich [10].

5. Kwalifikowanie transformatorów do przeprowadzenia regeneracji

W krajowej energetyce od kilku już lat obserwuje się zwiększone zainteresowanie regeneracją, jako alternatywą dla zazwyczaj praktykowanej wymiany oleju. Decyzje te mają przede wszystkim swoje uzasadnienie ekonomiczne, gdyż koszty regeneracji są blisko o połowę niższe i to pomimo korzyści przewyższających wymianę oleju o wartość dodaną, jaką jest równoczesna poprawa stanu izolacji papierowej. Zostaje ona podczas prowadzonego procesu pozbawiona zarówno resztek pierwotnego oleju, jak i warstwy osadu oraz zanieczyszczeń, które często przyczyniają się do systematycznego pogarszania warunków odprowadzania ciepła w transformatorze i szybszej destrukcji celulozy. Nadto, istotna jest również możliwość wykonania tego zabiegu podczas pracy transformatora. Okres koniecznego przestoju to czas potrzebny wyłącznie do zamontowania i odłączenia aparatury. Nie bez znaczenia są też, o czym już wspomniano, aspekty ekologiczne związane z oszczędnością nieodnawialnych zasobów ropy naftowej, jak również ograniczenia ilości powstających odpadów, których utylizacja wiąże się z coraz większymi kosztami.
O celowości i opłacalności zabiegu, podobnie jak w przypadku decyzji o wymianie oleju, decydować będzie głównie zadowalający jeszcze stan izolacji papierowej, (najczęściej oceniany na podstawie zawartości związków pochodnych furanu, powstających w procesie degradacji celulozy) [11], jak i brak poważniejszych defektów wewnętrznych, potwierdzony wynikami DGA. Odnośnie do olejów zawierających siarkę aktywną, podstawą decydującą o wykonaniu regeneracji jest nie tylko wynik badania korozyjności, ale również rezultat przeprowadzonej dla każdego przypadku indywidualnej, wielokierunkowej analizy czynników sprzyjających powstawaniu osadów siarczku miedzi [12]. Wśród jednostek wymagających szczególnej uwagi w opinii grupy roboczej A2.32 CIGRE wymienia się te transformatory, które pracują w utrudnionych warunkach eksploatacyjnych (np. nadmierne obciążenia lub zmiany obciążeń, przepięcia i zwarcia na linii, wewnętrzne usterki powodujące przegrzania itp.), gdzie ryzyko przemiany związków siarki w bardziej reaktywne jest znaczne. Kwalifikowanie oleju do tego zabiegu bez względu na powód regeneracji, związany albo z samym tylko zestarzeniem izolacji ciekłej lub obecnością korozyjnych związków siarki, jak również obu zagrożeniami występującymi jednocześnie, powinno odbyć się w miarę szybko, aby uzyskać lepsze i trwalsze efekty poprawy. Należy jednak mieć na uwadze, że żadne działania zapobiegawcze nie usuną już istniejących osadów siarczku miedzi, ani nie przywrócą długotrwałej żywotności olejom o bardzo wysokim stopniu degradacji.
a. prawidłowa b. nieprawidłowa
Rys. 4. Zmiana zabarwienia próbek podczas regeneracji

6. Kontrola oleju podczas prowadzonej regeneracji

Wg obszernych informacji zagranicznych oraz zebranych dotychczasowych doświadczeń własnych, właściwości izolacji ciekłej transformatora po przeprowadzonym zabiegu powinny być zbliżone do wymaganych, jak dla olejów nowych, znajdujących się w transformatorach oddawanych do eksploatacji. Dla zapewnienia skuteczności regeneracji, należy żądać gwarancji od wykonawcy tych prac w zakresie możliwych do uzyskania parametrów, a jej efekty powinny zostać udowodnione poprzez wyniki odpowiednich badań, prowadzonych w trakcie i po zakończeniu procesu. W przypadku olejów zestarzonych, zazwyczaj o ciemnej barwie, użytkownik transformatora może sam śledzić efektywność regeneracji, choćby przez zwykłą ocenę wyglądu pobieranych sukcesywnie próbek, gdyż ich kolor powinien stopniowo się zmieniać aż do jasnego, charakterystycznego dla olejów świeżych. Brak zmiany zabarwienia jest takim prostym wskaźnikiem nieodpowiednio prowadzonego procesu.
Również w przypadku olejów korozyjnych istnieje możliwość kontroli poprawności procesu regeneracji poprzez sprawdzanie zawartości DBDS, która powinna stopniowo się zmniejszać, a także śledzenia zmian wyglądu przewodu miedzianego oraz papieru izolacyjnego kontaktowanego z regenerowanym olejem w warunkach próby korozyjności wg [13].
a. prawidłowa b. nieprawidłowa
Rys. 5. Zmiana zabarwienia nalotów na miedzianym przewodzie podczas regeneracji

Dla celów doświadczalnych, laboratorium Energopomiaru-Elektryka wykonało szereg wspomnianych badań podczas trwania regeneracji oleju w kilku krajowych transformatorach. Na rys. 5a przedstawiono wygląd przewodu miedzianego po próbach z olejem, jeszcze przed rozpoczęciem jego regeneracji oraz w kolejnych dniach trwania zabiegu (po 7, 9, 13 i 15-tym dniu), który został prawidłowo wykonany. Obok pokazano efekty nieskutecznej regeneracji, podczas której ilość siarki korozyjnej zmniejszyła się jedynie w stopniu niewielkim. Powoduje ona nadal negatywne zmiany na powierzchni przewodu w postaci osadów siarczku.

7. Doświadczenia praktyczne dotyczące skuteczności regeneracji i trwałości uzyskiwanych parametrów - przykłady

Dotychczas w krajowej energetyce zregenerowano oleje w ponad pięćdziesięciu transformatorach, przy czym w wielu przypadkach Energopomiar-Elektryka prowadził nadzór nad przebiegiem procesu. Niektóre z tych jednostek podlegają dalszej kontroli w Energopomiarze w ramach programu badań okresowych, zaleconych przez [5]. Z dotychczasowych doświadczeń wynika, że większość zregenerowanych olejów utrzymuje bardzo dobre i stabilne właściwości podczas dalszego użytkowania. Wyjątek stanowić mogą niektóre tylko, mocno już zestarzone oleje, sprowadzane przed laty do transformatorów głównie II grupy, które już w momencie ich produkcji charakteryzowały się niską jakością. Dla tych nielicznych przypadków stwierdzano niewielkie pogorszenie się parametrów oleju w pierwszych kilku miesiącach od wykonanego zabiegu. Nie limituje to jednak zasadności regeneracji również w tej sytuacji, zwłaszcza gdy celem jest przedłużenie okresu niezawodnej eksploatacji starej jednostki przed planowanym zakupem nowej.
Poniżej podano kilka przykładów transformatorów zakwalifikowanych do regeneracji oleju oraz omówiono uzyskane rezultaty przeprowadzonych zabiegów.

Przykład 1. Transformator blokowy 150MVA, rok budowy 1975; olej zawierający zarówno produkty starzenia jak i korozyjne związki siarki

W jednostce tej po 20 latach eksploatacji izolację ciekłą wymieniono na nową, stosując do tego celu olej Nytro10GBN (o silnym działaniu korozyjnym). Podczas tego zabiegu, realizowanego na miejscu zainstalowania, niewielka ilość pierwotnego, zestarzonego już oleju pozostała na dnie kadzi, ze względu na niedogodności konstrukcyjne uniemożliwiające całkowitą jego wymianę. Po kilkunastu latach dalszej pracy transformatora podczas badań stwierdzono objawy zestarzenia oleju, którego przyspieszony przebieg katalizowały resztki pierwotnej izolacji ciekłej. Ze względu na kluczowe dla elektrowni znaczenie tej jednostki, podjęto decyzję o regeneracji izolacji, z uwagi na możliwość jednoczesnego usunięcia obu zagrożeń podczas tego zabiegu, jak również osadu z części aktywnej, którego obecność stwierdzono po przesączeniu oleju przez specjalny filtr do oznaczania zanieczyszczeń stałych (rys.6).


Rys. 6. Wygląd sączka przez który prze-filtrowano 100ml

Nadzór nad prowadzoną regeneracją powierzono firmie Energopomiar-Elektryka, która monitorowała podczas trwania procesu przebieg zmian niektórych parametrów oleju oraz stężenia DBDS zilustrowane na wykresie (rys. 7). Z kolei wyniki badań wybranych wskaźników oleju przed i po zabiegu zestawiono w tabeli 3.


Rys. 7.Przebieg zmian zawartości DBDS oraz napięcia powierzchniowego i liczby kwasowej podczas trwania regeneracji

Tabela 3. Wyniki badań oleju z transformatora 150MVA przed i po regeneracji

Lp. Parametr Wyniki pomiarówz
Przed
regeneracją
Po zabiegu
regeneracji
Po roku od
regeneracji
Po dwóch latach od regeneracji Po trzech latach od regeneracji
1. Liczba kwasowa [mgKOH/g] 0,11 0,01 0,01 0,01 0,01
2. Współ. strat diel. tgd (50°C) 0,0096 0,0002 0,0005 0,0006 0,0010
3. Napięcie powierzchniowe[mN/m] 22 45 43 43 42
4. DBDS [mg/kg] 71 4 4 4 4

Uzyskane efekty zabiegu to obniżenie zawartości DBDS do akceptowalnego poziomu (poniżej progu wykrywalności), skuteczne usunięcie osadu wytrąconego z zestarzonego oleju, w tym również z części aktywnej oraz dobre właściwości spełniające wymagania, jak dla olejów świeżych w transformatorze oddawanym do eksploatacji. Kolejne badania wykonane w odstępach rocznych świadczą o stabilnych wartościach wskaźników oleju.

Przykład 2: Transformator rozdzielczy16MVA, olej zestarzony, niekorozyjny

Transformator wyprodukowany w końcu lat siedemdziesiątych został poddany szczegółowym badaniom w ramach wykonywanej przez Energopomiar-Elektryka pracy eksperckiej, mającej na celu ustalenie stanu technicznego wobec rozważanych planów użytkownika, co do możliwości dalszej, niezawodnej eksploatacji tej jednostki.
Wyniki przeprowadzonych pomiarów bezpośrednich, w tym również stanu mechanicznego uzwojeń nie wykazały żadnych nieprawidłowości, podobnie jak i analiza DGA, której rezultaty świadczyły o braku uszkodzeń wewnętrznych. Wartości parametrów oleju, choć spełniały jeszcze wymagania [5] dla transformatorów grupy II, wskazywały na znaczne już zakwaszenie izolacji ciekłej (wysoka wartość liczby kwasowej). Wykonane dodatkowe badania poszerzone o wskaźniki zestarzenia i analizę IR, wykazały obecność produktów polarnych w oleju, które świadczyły o wysokim już stopniu jego zużycia (rys.8a). Stan ten potwierdził niezależnie pomiar przenikalności elektrycznej e oleju w funkcji częstotliwości, który wykazał nieprawidłowości w postaci znacznych zmian w przebiegu charakterystyk w zakresie (f<1Hz) świadczących o polarnych zanieczyszczeniach (rys.8b).
a. fragment widma IR z widocznym głębo-kim pasmem absorpcji przy liczbie falowej 1707cm-1 (związki polarne z grupą C=O) b. charakterystyka ε = ε(f) w temperaturze 50°C
Rys. 8. Wyniki badań dodatkowych świadczących o zestarzeniu oleju
Z uwagi na zachowaną jeszcze dobrą kondycję izolacji papierowej, co potwierdziła stosunkowo niska zawartość związków furanu, podjęto decyzję o wykonaniu w najbliższym czasie regeneracji oleju. Zebrane dotychczasowe doświadczenia w kwalifikowaniu izolacji do tego zabiegu upoważniają do stwierdzenia, że jest to optymalny moment do wykonania regeneracji i należy spodziewać się dobrych i trwałych efektów, zapewniających jeszcze długi czas bezpiecznej eksploatacji jednostki, a także spełnienia oczekiwań użytkownika.

Przykład 3: Transformator rozdzielczy 25MVA, olej zestarzony, niekorozyjny

Po 38 latach pracy wskaźniki izolacji ciekłej jednostki, stanowiącej rezerwę nie spełniały już wymagań [5] dla transformatora II grupy. Olej był ciemny i mętny z widocznym osadem, co świadczyło o dużym stopniu jego zawilgocenia i zużycia. Zły stan układu izolacyjnego transformatora potwierdził niezależnie wykonany dodatkowo pomiar odpowiedzi dielektrycznej w dziedzinie częstotliwości (FDS). Ze względu na konieczność włączenia jednostki do planowanej, kilkuletniej jeszcze eksploatacji, podjęto decyzję o kompleksowym uzdatnieniu izolacji transformatora, poprzez przeprowadzenie w miejscu zainstalowania procesu suszenia, a następnie wykonania regeneracji oleju. Zachowanie takiej kolejności planowanych zabiegów było w tym przypadku niezbędne i uzasadnione technicznie, ze względu na częściowe już zestarzenie izolacji papierowej w tym transformatorze. Podczas suszenia do oleju przedostawać się będą oprócz wody z zawilgoconej celulozy również kwaśne produkty jej degradacji, powodując dodatkowe pogarszanie się parametrów oleju. Regeneracja jako końcowy zabieg przywróciła dobre właściwości izolacji ciekłej, gwarantując możliwość dalszej, bezpiecznej eksploatacji transformatora.

Tabela 4. Wyniki badań oleju z transformatora 25MVA po kompleksowym uzdatnieniu izolacji (suszenie w 3 etapach oraz regeneracja oleju)

8. Postępowanie z olejami po regeneracji

Zgodnie z [15] badania eksploatacyjne olejów zainhibitowanych po regeneracji są identyczne, jak nieinhibitowanych. Różnica dotyczy jedynie konieczności sprawdzenia zawartości DBPC w terminach badań pozostałych parametrów. Zarówno obszerne doświadczenia zagraniczne jak i własne Energopomiaru, oparte na badaniach mniej licznej grupy transformatorów napełnionych inhibitowanym olejem eksploatowanych w krajowej energetyce nie wykazały, pomimo upływu lat, potrzeby uzupełnienia inhibitora. Wyniki naszych prac badawczych, a także spostrzeżeń praktycznych wskazują również na to, że zwykłe zabiegi pielęgnacyjne oleju, prowadzone w zakresie temperatur do 700C, takie jak np. obróbka, w tym próżniowa, nie mają wpływu na zawartość inhibitora. Stąd olej zregenerowany można poddawać takim czynnościom bez ryzyka spowodowania ubytku DBPC i pozbawienia go ochrony przed starzeniem.
Wg opinii producentów oleju, w przypadku konieczności uzupełnienia poziomu zregenerowanej izolacji ciekłej podczas pracy transformatora należy znaczące dolewki (powyżej 5%) realizować olejem inhibitowanym, spełniającym wymagania normy [16]. Przy niewielkiej natomiast ilości (nie przekraczającej w sumie 5%), dopuszcza się zastosowanie oleju nieinhibitowanego, dobrej jakości.

9. Wnioski

  • Prawidłowo przeprowadzona regeneracja powinna umożliwić usunięcie niepożądanych składników z izolacji ciekłej i uzyskanie gwarantowanych przez wykonawcę właściwości, które charakteryzują oleje świeże.
  • Dodatek inhibitora w ilości 0,3% wag. zapewnia utrzymanie odpowiedniej odporności na utlenianie oleju po wykonanym zabiegu i zachowanie stabilnych właściwości podczas dalszej pracy transformatora.
  • Do olejów zregenerowanych stosuje się takie same zabiegi i badania, jak do nieinhibitowanych, za wyjątkiem okresowo sprawdzanej zawartości DBPC.
  • Regeneracja olejów nieinhibitowanych stanowi alternatywę dla kosztownej wymiany. Dodatkowo poprzez powtarzany cykl płukania części aktywnej, zabieg ten przyczynia się do wydłużenia żywotności transformatora. Oprócz korzyści ekonomicznych przynosi również inne, związane z ekologią i ochroną środowiska.

10. Literatura:

1. Kaźmierski M., Olech W., Pawłowski D.: "Aktualne problemy zarządzania eks-ploatacją transformatorów". Międzynarodowa Konferencja: Zarządzanie Eks-ploatacją Transformatorów. Wisła-Jawornik 2008 r.
2. Griffin J.P., Lewand L.R.: "Understand-ing corrosive sulphur problems in elec-tric apparatus" 74 th Annual International Doble Client Conference 2007.
3. Olejniczak H., Buchacz T., Bednarska B.: "Siarka korozyjna w olejach transforma-torowych - problem ciągle aktualny". Międzynarodowa Konferencja Zarządzanie Eksploatacją Transformatorów. Wisła-Jawornik 2012 r.
4. CIGRE Technical Brochure No 526 "Oxidation Stability of Insulating Fluids".
5. Ramowa Instrukcja Eksploatacji Transformatorów (RIET ) wyd. 2012 r.
6. Rasco J. "Transformer Oil Refining" Prezentacja firmy Ergon, materiały Grupy Roboczej CIGRE A2. 40.
7. CIGRE Technical Brochure No 378  494: "Copper Sulphide in Transformer Insulation".
8. Praca rozwojowa "Ocena skuteczności regeneracji jako metody usunięcia siarki korozyjnej oraz produktów starzenia z  oleju transformatorów należących do PSE Operator S.A.; Etap I i II; Zespół Trans-formatorów i Izolacji Olejowej ZPBE ENER-GOPOMIAR-ELEKTRYKA; 2012-2013 r.
9. PN-EN 61125:2002 "Świeże ciecze izolacyjne na bazie węglowodorów. Metody badań do oceny stabilności utleniania".
10. Berg ., Herdlevar K., Dahlund M. Ren-ström K., Thiess U. "Experiences from on-site transformer oil reclaiming". CI-GRE Session 2002; 12-103;
11. CIGRE Technical Brochure No 494 "Furanic Compounds for Diagnosis".
12. Olejniczak H., Buchacz T., Bednarska B.: "Analiza zagrożeń dotyczących izolacji papierowej eksploatowanych transformatorów oraz aktualne możliwości ich eliminacji" Międzynarodowa Konferen-cja Zarządzanie Eksploatacją Transfor-matorów. Wisła-Jawornik 2010 r.
13. PN-EN 62535:2009 ,,Ciecze elektroizolacyjne metoda wykrywania siarki potencjalnie korozyjnej w świeżych i używa-nych olejach elektroizolacyjnych".
14. ASTM D1275 B "Standard test method for corrosive sulphur in electrical insu-lating oils".
15. PN-EN 60422:2013 "Mineralne oleje izolacyjne w  urządzeniach elektrycznych. Zalecenia dotyczące nadzoru i  konserwacji".
16. PN-EN 60296:2012 "Ciecze stosowane w  elektrotechnice. Świeże mineralne oleje elektroizolacyjne do transformatorów i aparatury łączeniowej".

Źródło: ZPBE ENERGOPOMIAR-ELEKTRYKA Sp. z o.o.
O nas  ::  Regulamin  ::  Polityka prywatności (Cookies)  ::  Reklama  ::  Mapa stron  ::  FAQ  ::  Kontakt
Ciekawe linki: www.klimatyzacja.pl  |  www.strony.energoelektronika.pl  |  promienniki podczerwieni
Copyright © Energoelektronika.pl