Podstawowe czynności konserwacyjne oraz najczęstsze przyczyny awarii transformatorów stacjonarnych o dużej mocy

Awaria transformatora ciężkiego obciążenia transformator stacyjny wiąże się również z kosztami wykraczającymi poza czas potrzebny na naprawę. Są one mierzalne w postaci czarnych centrów danych, przystanków linii produkcyjnych oraz utraconych okien dostaw. Ryan Electric, przedsiębiorstwo powołane w ramach wspólnej przedsiębiorczości z Eaton (USA), produkuje suchy typ transformatorów, transformatorów impregnowanych wakuowo (VPI), olejowych, umieszczanych na podstawie, mocy oraz rozdzielczych o mocy do 10 MVA i napięciu do 132 kV. Wiemy, że większość katastrofalnych awarii zaczyna się od małych, ignorowanych sygnałów. W niniejszym artykule omówiono najczęstsze przyczyny awarii transformatorów według trybów uszkodzeń, w tym wczesne oznaki zagrożenia, działania wykonywane w terenie oraz moment, w którym należy natychmiast przerwać pracę i wyłączyć urządzenie.

Starzenie się izolacji uzwojeń: Milcząca degradacja

W ciągu lat izolacja z celulozy i epoksydów ulega stopniowemu pogorszeniu pod wpływem naprężeń termicznych, elektrycznych i mechanicznych. Aktywność wyładowań cząstkowych stanowi również wczesne ostrzeżenie o uszkodzeniach w transformatorach z żywicy odlewanej i transformatorach impregnowanych wakuowo (VPI).

Wczesne sygnały : Niewielkie przebarwienie kanałów wentylacyjnych, nietypowy zapach lub rosnące pomiary PD. W badaniu oleju / analizie gazów rozpuszczonych (DGA) analiza furanów w oleju wskazuje na wzrost stężenia 2-furfuraldehydu w jednostkach zanurzanych w oleju.

Działania terenowe : Pomiar PD w stanie odłączenia, czyszczenie kanałów chłodzenia, sprawdzenie profilu obciążenia w porównaniu z tabliczką znamionową. Zminimalizować obciążenie przy temperaturach punktów gorących przekraczających dopuszczalne limity.

Kiedy należy przerwać eksploatację : Jeśli pomiary PD są powtarzalnie wysokie (powyżej 500 pC) lub jeśli w DGA wykryto acetylen (C₂H₂) w stężeniu przekraczającym 5 ppm, jednostkę należy natychmiast wycofać z eksploatacji. Przy dalszym zasilaniu mogą wystąpić zwarcia między zwojami.

Awarie przekładnika z regulacją pod obciążeniem: zużycie mechaniczne i erozja styków

Wiele transformatorów stacyjnych nie posiada części ruchomych poza przekładnikami z regulacją pod obciążeniem (OLTC). Główne przyczyny awarii transformatorów to erozja styków, nagromadzenie się węgla oraz niewłaściwe ustawienie napędu silnikowego.

Wczesne sygnały : Nietypowe dźwięki podczas zmiany pozycji przekładnika, niestabilna regulacja napięcia lub rosnąca różnica temperatury między przekładnikiem OLTC a głównym zbiornikiem.

Działania terenowe : W trakcie przeglądów eksploatacyjnych sprawdzić obecność cząstek węgla w oleju, prąd silnika i jego fazowanie oraz zainspekować styki przełącznika odgałęźnego.

Kiedy należy przerwać eksploatację : Jeśli przełącznik odgałęźny pod obciążeniem (OLTC) nie kończy zmiany pozycji lub Zaczyna działać zabezpieczenie Buchholza : podczas zmiany pozycji, zablokować przełącznik odgałęźny i przesłać obciążenie. Unikać dalszej aktywności elektrycznej.

Przenikanie wilgoci przez izolatory: ukryta droga do przepuknięcia

Wilgoć może przedostać się do wnętrza porcelanowych lub kompozytowych izolatorów przez uszkodzone uszczelki lub pęknięcia. Wilgotne warunki powodują spadek napięcia przepuknięcia i nasilają korozję wewnętrzną.

Wczesne sygnały : Niezwykłe napięcie zakłóceń radiowych (RIV), widoczna kondensacja oleju w okienku kontrolnym oleju lub wzrost pojemności izolatora oraz wartości tangensa kąta strat (tan delta).

Działania terenowe : Wykonać termografię podczerwoną, oczyścić izolatory, wymienić uszczelki oraz przeprowadzić badania oleju i analizę gazową (DGA) oleju izolatora – o ile dotyczy.

Kiedy należy przerwać eksploatację jeśli tangens kąta strat (tan delta) przekracza 1% w temperaturze 20 °C lub zawartość wodoru w analizie gazów rozpuszczonych (DGA) przekracza 100 ppm, należy wycofać izolator z eksploatacji. Zbiornik transformatora może ulec zniszczeniu w wyniku przepuknięcia pod obciążeniem.

Degradacja oleju i analiza gazów rozpuszczonych

Olej mineralny może ulec utlenieniu, łukowaniu elektrycznemu oraz przegrzaniu. Analiza gazów rozpuszczonych (DGA) jest najskuteczniejszym narzędziem diagnostycznym dla masywnych i rozdzielczych transformatorów olejowych.

Wczesne sygnały stosunki kluczowych gazów ulegają zmianie: wzrost metanu (CH₄) sygnalizuje usterkę termiczną, wzrost etylenu (C₂H₄) wskazuje na nagrzane metalowe elementy, a wzrost acetylenu (C₂H₂) sygnalizuje łukowanie elektryczne.

Działania terenowe jeśli stężenie któregokolwiek gazu przekracza granice określone przez IEEE, analizę DGA należy wykonywać co miesiąc. Należy sprawdzić ciśnienie poduszki azotowej oraz odfiltrować olej w przypadku wykrycia wilgoci powyżej 20 ppm.

Kiedy należy przerwać eksploatację należy wyłączyć zasilanie obiektu, jeśli zadziała przekaźnik Buchholza lub analiza DGA wykaże stężenie acetylenu (C₂H₂) powyżej 10 ppm oraz wodoru (H₂) powyżej 500 ppm. Oznacza to stan przedawaryjny w transformatorach olejowych.

Skumulowane starzenie termiczne spowodowane przeciążeniem: powolny zabójca

Życie izolacji skraca się o połowę przy każdym wzroście temperatury o 6 °C powyżej nominalnej temperatury punktu gorącego. W większości tych zastosowań transformatory są narażone na cykliczną przeciążkę, np. w centrach danych, systemach magazynowania energii ze źródeł odnawialnych oraz napędach przemysłowych.

Wczesne sygnały : Stopniowy wzrost temperatury oleju na szczycie przy stałym obciążeniu, zwiększone wykorzystanie wentylatorów chłodzących lub analiza gazów rozpuszczonych (DGA) wskazująca na stały wzrost stężenia etanu (C₂H₆).

Działania terenowe : Zastosuj dynamiczne limity obciążenia, dokonaj pomiaru wydajności systemu chłodzenia oraz rejestruj czas trwania przeciążenia. Do ustalenia okresu przeglądu transformatora wykorzystaj rzeczywistą historię termiczną, a nie czas kalendarzowy. .

Zatrzymaj obciążanie : Zmniejsz obciążenie, gdy temperatura oleju na szczycie osiągnie 105 °C (transformator zanurzony w oleju) lub 155 °C (transformator z żywicą odlewową). Gdy analiza gazów rozpuszczonych (DGA) wskazuje na szybkie powstawanie gazów (np. podwojenie całkowitej ilości rozpuszczonych gazów w ciągu 24 godzin), wyłącz transformator z eksploatacji i przeprowadź inspekcję wewnętrzna.

Ryan Electric: Twój partner w zapobieganiu awariom

Ryan Electric produkuje suchy typ, z impregnacją próżniowo-ciśnieniową (VPI), olejowe, umieszczone na podstawie, mocy, rozdzielcze oraz kompaktowe transformatory o mocy do 10 MVA i napięciu do 132 kV. Każdy transformator podlega badaniom rutynowym, typowym oraz specjalnym w naszych akredytowanych przez CNAS laboratoriach testowych o napięciach 35 kV/110 kV, posiadających certyfikaty IEEE, UL, CE, ASTA oraz DEKRA; dysponujemy trzema dedykowanymi stanowiskami testowymi przeznaczonymi odpowiednio dla jednostek z żywicą odlewana, z zanurzeniem cieczowym oraz stacyjnych. Niezależnie od tego, czy realizujesz projekty w centrach danych Microsoft, czy w ramach projektów State Grid, możesz polegać na naszej niezawodności w ponad 50 krajach.

Unikaj opóźnienia w reakcji na Przepięcie przekaźnika Buchholza. Skontaktuj się już dziś z naszymi ekspertami technicznymi, aby uzyskać spersonalizowany plan konserwacji, wsparcie w interpretacji wyników analizy gazów rozpuszczonych (DGA) lub rozwiązanie transformatorowe dostosowane zarówno do Twojego obciążenia, jak i warunków środowiskowych. Złóż już dziś zapytanie o indywidualną ofertę i pozostaw się połączony z kluczową infrastrukturą.