PN-E-04700 Transformatory – rodzaje, budowa, sposób działania. Część II

W zakresie aparatury kontrolno-pomiarowej wymienić należy:

• przekaźnik Buchholza ze stykami do sygnalizacji i wyłączania transformatora,
• przekaźnik ciśnieniowy do podobciążeniowego przełącznika,
• dwa magnetyczne wskaźniki poziomu oleju w konserwatorze (dla transformatora i przełącznika) ze stykami sygnalizacyjnymi działającymi przy obniżonym poziomie oleju poniżej dopuszczalnego,
• dwa odwilżacze powietrza,
• termometr tarczowy kontaktowy do pomiaru temperatury oleju ze wskaźnikiem maksymalnej temperatury oraz stykami do sygnalizacji i wyłączania transformatora,
• termometr oporowy ze wskaźnikiem do zainstalowania w rozdzielni,
• zawór bezpieczeństwa ze stykami wyzwalającymi,
• obwody sterowania aparatury zabezpieczającej są doprowadzone do skrzyni zaciskowej umieszczonej na transformatorze.

W systemach przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej transformatory należą do najdroższych składników majątku o krytycznym znaczeniu. Awaria dużego transformatora jest zawsze poważnym problemem ze względu na koszt naprawy lub trudności w pozyskaniu w krótkim czasie nowego transformatora o wymaganych parametrach.

Transformatory są urządzeniami niezawodnymi i mogą służyć przez bardzo długi czas, pod warunkiem że są prawidłowo eksploatowane i podlegają regularnym przeglądom i badaniom prewencyjnym.

Pomontażowe badania odbiorcze transformatorów wykonuje się po zainstalowaniu transformatora w miejscu jego pracy. Celem ich jest stwierdzenie, czy transformator nie uległ uszkodzeniu w wyniku np. niewłaściwego transportu lub błędnego montażu. Zazwyczaj pierwszymi pomiarami transformatorów są pomiary fabryczne – zakres badań i pomiarów zależny jest od procedur producenta, mocy transformatora oraz od tego, co klient sobie zażyczy. Kolejnymi badaniami transformatorów są pomontażowe badania odbiorcze transformatora. Pomontażowe badania odbiorcze wykonuje się po zainstalowaniu transformatora w miejscu jego pracy. Celem ich jest stwierdzenie, czy transformator nie uległ uszkodzeniu w wyniku np. niewłaściwego transportu lub błędnego montażu.

W punkcie 4.3.1 omówiono montaż transformatora, osprzętu, napędu przełącznika zaczepów oraz układów chłodzenia i pomiaru temperatury, porządkując, iż powinien być zgodny z wymaganiami wytwórcy, ze szczególnym uwzględnieniem:

• zgodności wykonania stanowiska transformatora z dokumentacją i przepisami,
• szczelności kadzi transformatora i jego wyposażenia,
• od 2% do 4% nachylenia pokrywy kadzi, umożliwiającego przemieszczanie się gazu do przekaźnika gazowo-przepływowego,
• kompletności wyposażenia,
• ochrony antykorozyjnej,
• prawidłowego oszynowania i uziemienia kadzi,
• wskazań termometrów wszystkich typów,
• drożności kurków do pobierania oleju do badań,
• poprawnego stanu przepustów oraz adsorbentu w odwilżaczu,
• działania funkcjonalnego sterowania układu chłodzenia i napędu przełącznika,
• odpowietrzenia transformatora, chłodnic, izolatorów przepustowych,
• stanu wszystkich zaworów (otwarte - zamknięte),
• wskaźników przepływu oleju,
• poprawności działania termometrów i grzałek w szafach sterowniczych,
• odstępów iskierników według wymagań koordynacji izolacji,
• dobrej widoczności (dla obsługi) poziomu oleju w olejowskazie oraz wskaźnika położenia zaczepów przełącznika podobciążeniowego,

       -  projektowania urządzeń i instalacji – np. wybór materiałów konstrukcyjnych (np. stal kwasoodporna, stal żaroodporna), projektowanie urządzeń i instalacji (np. konstrukcja reaktorów i rurociągów, metody łączenia elementów, wybór systemu ochrony przeciwkorozyjnej),

• eksploatacji chronionych urządzeń i konstrukcji – np. osuszanie i oczyszczanie powierzchni narażonych na korozję, odnawianie izolacyjnych powłok ochronnych (np. malarskich), modyfikowanie składu środowiska (np. inhibitory), kontrola i regulacja systemów aktywnej elektrochemicznej ochrony przeciwkorozyjnej.

Metodą zmniejszania strat spowodowanych korozją chemiczną jest stosowanie:

• metali konstrukcyjnych o odpowiednio dobranym składzie chemicznym i strukturze, np. metale żaroodporne i żarowytrzymałe,
• odpornych na działanie agresywnego środowiska powłok, np. malarskich lub metalicznych.

Chemiczna odporność metali konstrukcyjnych i powłok metalicznych na działanie agresywnego środowiska jest często spowodowana pasywacją – powstawaniem szczelnych warstw produktów reakcji z czynnikami agresywnymi (np. tlenków). Takie warstwy ochronne powstają np. na stopach aluminium lub stali zawierającej takie dodatki stopowe jak chrom, krzem, aluminium.

Możliwości ochrony metali przed korozją elektrochemiczną są bardziej zróżnicowane. W przypadku dużych instalacji i urządzeń, np. sieci rurociągów podziemnych, stalowych mostów, zbrojenia budowli z żelbetu lub instalacji technologicznych w przemyśle chemicznym decyzje dotyczące metod ochrony są podejmowane w czasie ich projektowania. Dotyczą rodzaju stosowanych metali konstrukcyjnych (np. dodatki stopowe, sposoby obróbki cieplnej i cieplno-chemicznej) oraz metod ich ochrony biernej (np. powłoki ochronne) i czynnej (ochrona elektrochemiczna). W pierwszej kolejności opracowuje się sposoby zminimalizowania zagrożeń związanych z powstawaniem ogniw korozyjnych.

Wśród działań, których celem jest uniknięcie powstawania ogniw korozyjnych (lub zmniejszenie prawdopodobieństwa ich powstawania), wymienia się:

• unikanie bezpośrednich połączeń metali o różnych potencjałach standardowych (np. stosowanie nieprzewodzących uszczelek między kołnierzami łączonych rurociągów, podkładek pod łby śrub, dielektrycznych smarów między gwintem śruby i otworu),
• stosowanie materiałów o jak najbardziej równomiernym rozkładzie naprężeń w sieci krystalicznej (np. likwidacja przez wyżarzanie naprężeń spowodowanych obróbką plastyczną),
• unikanie sytuacji, w których chroniona konstrukcja znajduje się w środowisku o zróżnicowanych właściwościach (np. unikanie powstawania zastoin osadów w rurociągach, gromadzenia się wody opadowej i pyłów w określonych miejscach konstrukcji poddanych oddziaływaniom atmosferycznym, układania rurociągów, kabli, zbrojeń w gruncie o właściwościach zróżnicowanych pod względem wilgotności, kwasowości lub stopnia napowietrzenia),
• unikanie zróżnicowania naprężeń w skali konstrukcji,
• modyfikowanie środowiska korozji (np. wilgotność, temperatura, inhibitory korozji).

Ponadto wyróżnia się grupy metod elektrochemicznej ochrony elektrolitycznej i galwanicznej. Ochrona elektrolityczna, np. rurociągów lub konstrukcji portowych, polega na stosowaniu zewnętrznego źródła napięcia, dzięki któremu metal chroniony staje się, opcjonalnie:

• katodą ogniwa, na której zachodzą reakcje redukcji depolaryzatora (np. tlenu; nie zachodzi utlenianie, połączone z rozpuszczaniem chronionej części konstrukcji),
• anodą ogniwa, na której zachodzą reakcje utleniania chronionego metalu, prowadzące do pasywacji (np. powstawanie szczelnych warstewek tlenków).

Ochrona galwaniczna (również katodowa lub anodowa) jest prowadzona bez zewnętrznego źródła napięcia. Polega na zapewnianiu kontaktu chronionej instalacji z metalami dodatkowo wprowadzonymi do obwodu (elektrodami ochronnymi). W katodowej ochronie galwanicznej stosuje się elektrody ochronne, które są anodami w stosunku do metalu chronionego (protektory, np. cynkowe). Na chronionej powierzchni zachodzą katodowe reakcje redukcji depolaryzatora, niepowodujące zniszczeń. Zamierzonemu korozyjnemu zniszczeniu ulegają protektory, które są wymieniane na nowe.

Anodowa ochrona galwaniczna polega na dołączaniu elektrod, które są katodami w stosunku do metalu chronionego (są bardziej szlachetne). Na ich powierzchni redukuje się depolaryzator, a na powierzchni chronionej zachodzą anodowe reakcje utleniania metalu. Aby ochrona była skuteczna, muszą one prowadzić do powstania zwartych warstw tlenków lub innych produktów stałych (pasywacja).

Powłoki ochronne to warstwy materiałów, które są nakładane na powierzchnię wyrobów metalowych i niemetalowych w celu zabezpieczenia przed oddziaływaniem środowiska. Są klasyfikowane według materiału powłoki, sposobu nakładania i innych kryteriów. Między innymi wyróżnia się grupy powłok:

• niemetalicznych (np. powłoki malarskie, warstwy tlenkowe i inne),
• metalicznych, w tym - powłoki katodowe (skuteczne pod warunkiem szczelności) oraz powłoki anodowe.

Rodzajem powłok ochronnych są też warstwy adsorpcyjne, tworzone przez inhibitory - związki wprowadzane do środowiska korozji i adsorbujące się na powierzchni chronionego metalu. Z punktu widzenia ochrony przed korozją elektrochemiczną wyróżnia się inhibitory:

• anodowe,
• katodowe,
• anodowo-katodowe (ogólne).

Niniejsza Norma określa, że rezystancje izolacji uzwojeń transformatora olejowego nie powinny być mniejsze niż wartości podane niżej:

• rezystancja izolacji uzwojeń transformatora olejowego o mocy 1,6 MVA lub większej, zmierzona po 300 s od chwili przyłożenia napięcia, nie powinna być mniejsza niż 70% wartości zmierzonej w wytwórni, w tych samych warunkach lub po przeliczeniu na tę samą, średnią temperaturę oleju;
• rezystancja izolacji uzwojeń transformatora olejowego o mocy mniejszej niż 1,6 MVA, zmierzona po 60 s od chwili przyłożenia napięcia, nie powinna być mniejsza niż 70% wartości zmierzonej w wytwórni przy temperaturze oleju 20°C. W przypadku niespełnienia wyżej podanego wymagania należy zasięgnąć opinii wytwórcy.

Wreszcie pomiar rezystancji należy wykonać miernikiem izolacji o napięciu co najmniej 2,5 kV, przy czystych i suchych izolatorach oraz przy temperaturze oleju od 5°C do 35°C. Rezystancje zmierzone w innych temperaturach niż u wytwórcy, ale zawartych w przedziale od 5°C do 35°C, należy przeliczyć według zasady: obniżenie temperatury o 15°C powoduje dwukrotny wzrost rezystancji, i przeciwnie: podwyższenie temperatury o 15°C powoduje dwukrotne zmniejszenie rezystancji izolacji.

Wskaźnik zmiany rezystancji izolacji uzwojenia transformatora olejowego (R6of R15)

Z kolei stosunek rezystancji izolacji uzwojeń transformatora olejowego, zmierzonej po 60 s (R60) od chwili przyłożenia napięcia do rezystancji zmierzonej po 15 s (R15), w zakresie średnich temperatur oleju od 15°C do 30°C, nie powinien być mniejszy niż:

• 1,3 - w przypadku izolacji doziemnej,
• 2,0 - w przypadku izolacji międzyuzwojeniowej transformatora o mocy 100 MVA lub większej, albo o napięciu znamionowym 220 kV lub wyższym,
• 1,5 - w przypadku izolacji międzyuzwojeniowej pozostałych transformatorów.

W przypadku wykonywania pomiarów poza podanym zakresem temperatur oleju wskaźnika tego nie normalizuje się.

Współczynnik stratności dielektrycznej izolacji

Współczynnik stratności dielektrycznej izolacji transformatorów o mocy 100 MVA lub większej i napięciu 220 kV lub wyższym nie powinien być większy niż 1,3 wartości zmierzonej w wytwórni, przy czym pomiar powinien być wykonany przy temperaturze oleju różniącej się nie więcej niż o 1O°C od temperatury oleju w czasie pomiaru u wytwórcy.

Rezystancja izolacji uzwojeń transformatora suchego

Z kolei rezystancja izolacji uzwojeń transformatora suchego, zmierzona w temperaturze 20°C po 60 s od chwili przyłożenia napięcia, nie powinna być mniejsza niż 25 MA w przypadku napięć znamionowych powyżej 1O kV oraz 15 MA w przypadku napięć znamionowych 1O kV i niższych, przy wilgotności względnej do 65%. Natomiast pomiar należy wykonać w temperaturze od 5°C do 35°C miernikiem rezystancji izolacji o napięciu 2,5 kV. Zmierzoną rezystancję należy zaś przeliczyć według zasady podanej w punkcie 4.3.2 niniejszej Normy (porównaj powyżej punkt Rezystancje izolacji uzwojeń transformatora olejowego).

Rezystancja izolacji rdzenia

Rezystancja izolacji rdzenia względem kadzi transformatora o mocy 100 MVA lub większej, albo o napięciu 220 kV i wyższym (jeżeli istnieje możliwość wykonania tego pomiaru w czasie badań pomontażowych) nie powinna być mniejsza niż wymagana w dokumentacji. Ponadto pomiar należy wykonać miernikiem rezystancji izolacji o napięciu 1 kV.

Rezystancja izolacji kadzi

W powyższym zakresie norma określa jedynie, że rezystancja izolacji kadzi transformatora wyposażonego w zabezpieczenie od zwarć do kadzi nie powinna być mniejsza niż 0,5 MQ. Ponadto pomiar należy wykonać miernikiem rezystancji izolacji o napięciu 1 kV.

Rezystancje uzwojeń transformatora

W powyższym zakresie norma określa jedynie, że rezystancje uzwojeń transformatora powinny być zgodne z danymi wytwórcy.

Rezystancja rezystora uziemiającego

W powyższym zakresie norma określa jedynie, że rezystancja rezystora uziemiającego powinna być zgodna z projektem technicznym.

Olej transformatorowy

W punkcie 4.3.10 czytamy, iż olej transformatorowy (próbka zbadana laboratoryjnie) powinien spełniać niżej podane wymagania:

• nie powinien zawierać wody wydzielonej i ciał stałych;
• temperatura zapłonu nie powinna być niższa niż 135°C;
• liczba kwasowa nie powinna być większa niż 0,05 mg KOH/g;
• rezystywność w temperaturze 50°C nie powinna być mniejsza niż:
• 20 GQ m w przypadku transformatorów o mocy 1,6 MVA lub mniejszej,
• 50 GQ m w przypadku transformatorów o mocy powyżej 1,6 MVA i do 100 MVA,
• 500 GQ m w przypadku transformatorów o mocy powyżej 100 MVA i o napięciu znamionowym 220 kV,
• 1000 GQ m w przypadku transformatorów o mocy powyżej 100 MVA i o napięciu znamiono wym 400 kV lub wyższym;
• napięcie przebicia w temperaturze 20°C, odległości elektrod 2,5 mm i kształcie elektrod określonym w normie przedmiotowej nie powinno być mniejsze niż:
• 40 kV w przypadku transformatorów o mocy 1,6 MVA lub mniejszej,
• 45 kV w przypadku transformatorów o mocy powyżej 1,6 MVA do 100 MVA,
• 50 kV w przypadku transformatorów o mocy powyżej 100 MVA i o napięciu znamionowym 220 kV,
• 55 kV w przypadku transformatorów o mocy powyżej 100 MVA i o napięciu znamionowym 400 kV lub wyższym;
• współczynnik stratności dielektrycznej w temperaturze 50°C przy 50 Hz nie powinien być większy niż:
• 0,006 w przypadku transformatorów o mocy 100 MVA lub większej, albo o napięciu znamionowym 220 kV,
• 0,004 w przypadku transformatorów o napięciu znamionowym 400 kV lub wyższym;
• zawartość wody nie powinna być większa niż:
• 0,0020% (20 ppm) w przypadku transformatorów o mocy 100 MVA lub większej, albo o napięciu znamionowym 220 kV,
• 0,0015% (15 ppm) w przypadku transformatorów o napięciu znamionowym 400 kV lub wyższym;
• zawartość gazu nie powinna być większa niż 0,5% w przypadku transformatorów o napięciu znamionowym 220 kV lub wyższym.

Ponadto wyniki badań laboratoryjnych oleju powinny być udokumentowane protokołem badań. Próbki oleju do wyżej wymienionych badań należy zaś pobrać z każdego kranu transformatora po końcowej obróbce oleju.

W przypadku transformatorów o mocy 100 MVA lub większej albo o napięciu znamionowym 220 kV lub wyższym wymagany jest atest badania oleju sporządzony przez wytwórcę. Natomiast badań oleju transformatorów hermetyzowanych nie wykonuje się.

Przekładnia i grupa połączeń

W dalszej części omawianego dokumentu czytamy, że przekładnia na wszystkich stopniach przełącznika zaczepów powinna być zgodna z danymi wytwórcy. Z kolei błąd przekładni na zaczepie znamionowym nie powinien przekroczyć 0,5%. Wreszcie grupa  połączeń powinna  być zgodna z oznaczeniem.

Bezobciążeniowy przełącznik zaczepów

W powyższym zakresie norma określa jedynie, że wskaźnik przełącznika zaczepów powinien poprawnie wskazywać nastawną przekładni.

Dodajmy zatem, że przełączniki zaczepów służą do regulacji napięcia transformatora poprzez zmianę jego przekładni. Przekładnia określa stosunek napięć między uzwojeniami i ma zasadnicze znaczenie w zapewnieniu stabilnego napięcia sieciowego przy zmiennych warunkach obciążenia. Regulacji napięć można dokonać za pomocą podobciążeniowego lub beznapięciowego przełącznika zaczepów.

Przełącznik podobciążeniowy

Z kolei przełącznik podobciążeniowy powinien spełniać następujące wymagania:

• nie powinno być przerwy podczas przełączania poszczególnych zaczepów przełącznika,
• rezystancje uzwojeń w poszczególnych fazach na każdym zaczepie nie powinny się różnić więcej niż o 5% w stosunku do wartości średniej; wymaganie to sprawdza się, w przypadku gdy przełącznik lub skrzynka napędowa jest demontowana na czas transportu,

kolejność faz napięcia doprowadzonego do skrzynki napędowej powinna być zgodna z oznaczeniami na skrzynce,zmiany wartości napięcia indukowanego, przy zasilaniu niskim napięciem uzwojeń połączonych z przełącznikiem zaczepów, podczas przełączania na wszystkie stopnie przełącznika powinny następować w sposób jednostajny,

• powinno być poprawne działanie mechanizmu napędu przełącznika, blokady mechanicznej i elektrycznej, sterowania napędu elektrycznego i wskaźników położenia przełącznika.

Ponadto zaleca się wykonanie badań oscylograficznych podobciążeniowego przełącznika zaczepów, które stanowić będą punkt odniesienia do oceny wyników kolejnych badań przełącznika po remontach i przeglądach.

Odpowietrzanie transformatora

W powyższym zakresie norma określa jedynie, że izolatory przepustowe, przełącznik zaczepów, obieg olejowy i wodny oraz urządzenia chłodzące powinny być odpowietrzone.

Pomiar współczynnika stratności i pojemności izolatorów przepustowych

W powyższym zakresie norma określa jedynie, że pomiar należy wykonać w przypadku transformatorów o mocy powyżej 100 MVA, a wyniki pomiarów powinny być zgodne z danymi wytwórcy.

Pomiar prądów magnesujących

W powyższym zakresie norma określa jedynie, że pomiar należy wykonać w przypadku transformatorów o mocy 1,6 MVA i większej, a wartości prądów powinny być zgodne z danymi wytwórcy.

Badanie stanu mechanicznego uzwojeń metodą udarów powtarzalnych

W powyższym zakresie norma określa jedynie, że badanie zaleca się wykonać w przypadku transformatorów o mocy powyżej 100 MVA, a wyniki będą stanowiły podstawę oceny stanu uzwojeń w czasie eksploatacji.

Omawiany dokument stwierdza, że przed próbą pracy należy sprawdzić funkcjonalnie działanie automatyki zabezpieczeń, sterowania i sygnalizacji, układu obiegu i chłodzenia oleju. Przy czym próba pracy transformatora powinna spełniać wymagania wytwórcy dotyczące zachowania się transformatora podczas:

• pięciokrotnego załączenia transformatora do sieci elektroenergetycznej bez obciążenia,
• od 1- do 2-godzinnej pracy transformatora przy zwiększonym napięciu do 110% napięcia znamionowego danego zaczepu uzwojenia regulowanego bez obciążenia (jeżeli wytwórca nie przewiduje inaczej),
• trzykrotnego przełączenia podobciążeniowego przełącznika zaczepów w całym zakresie regulacji, przy napięciu doprowadzonym do uzwojenia regulowanego nie większym niż 110% napięcia znamionowego danego zaczepu transformatora. Próbę tę należy wykonać najpierw w transformatorze w stanie jałowym, a następnie powtórzyć przy prądzie obciążenia nie mniejszym niż 30% prądu znamionowego transformatora.