Nadmierna generacja wodoru w transformatorze - analiza przypadku

W artykule przedstawiono przypadek transformatora, w którym stwierdzono - na podstawie analizy gazów rozpuszczonych w oleju, przeprowadzonej standardową metodą ilorazową zaproponowaną w PN-IEC 60599 oraz metodą trójkąta Duvala - wyładowania niezupełne. Pogłębiona analiza stężeń gazów wykazała jednocześnie, że może to być diagnoza fałszywa, a za generację gazów odpowiadają inne przy czyny niż stwierdzony defekt wewnętrzny. Częściowo już zakończone dodatkowe badania zdają się potwierdzać słuszność tej hipotezy.

W publikacjach [1,2,10,11] wskazuje się na możliwość występowania w oleju transformatorowym gazów, które nie są produktami ani procesów starzenia izolacji celulozowo-olejowej, ani też rozkładu tej izolacji pod wpływem defektów wewnętrznych trans­formatora. Próba interpretacji stężeń gazów pomierzonych w takim przypadku może prowadzić do błędnych wniosków, wskazujących na występowanie w transformatorze wyładowań niezupełnych łub niskotemperaturowych defektów cieplnych.

Generacja gazów z przyczyn innych niż starzenie się izolacji lub defekty wewnętrzne

Jako powody generacji gazów z przyczyn innych niż starzenie się izolacji czy też defekty wewnętrzne wymienia się m.in.:

• reakcje katalityczne oleju ze stalą nierdzewną i innymi metalami,
• nieodpowiednio dobrane materiały konstrukcyjne: lakiery, żywi­ce, gumy, preszpan. Wśród wymienionych materiałów szczególną uwagę zwraca się na lakiery [10], które same są początkowo źródłem gazów, a następnie dochodzi z nimi do reakcji katalitycznych oleju.
• obecność wodoru w stali nierdzewnej, będąca efektem jego wchłaniania na etapie produkcji lub obróbki, który może być na­stępnie uwalniany i przenikać do oleju.

Raport CIGRE [3] wprowadza pojęcie gazów pasożytniczych, które występują w przypadku zastosowania niektórych odmian ole­jów mineralnych podgrzanych do temperatury 90-200°C. W temperaturze 120°C podstawowymi gazami pasożytniczymi jest wodór H₂ oraz w mniejszych ilościach metan CH₄. W temperaturze zaś 200°C - metan CH₄ i etan C₂H₆ oraz w mniejszych ilościach wodór H₂ i eten C₂H₄. Mechanizm tworzenia się gazów pasożytniczych nie jest wyjaśniony w satysfakcjonujący sposób. Jako możliwą przyczynę generacji tych gazów wymienia się [3, 8, 10]: utlenianie oleju, pozostałe po procesie rafinacji, słabsze struktury chemiczne lub zastosowanie hydrorafinacji oleju (jest to zabieg stosowany w przypadku olejów nieinhibitowanych i ma za zadanie ograniczyć szybkość procesów ich utleniania, a więc i starzenia). Generalnie jednak uznaje się, że to specyficzne właściwości oleju są przyczyną występowania gazów pasożytniczych [9,10].

Kryteria pozwalające rozpoznać generację gazów z przyczyn innych niż starzenie się izolacji lub defekty wewnętrzne

Prostym kryterium pozwalającym na odróżnienie występujących w transformatorze wyładowań niezupełnych od fałszywych syg­nałów będących efektem występowania gazów pasożytniczych lub gazów będących efektem reakcji katalitycznych jest sprawdzenie, w jakim przedziale liczbowym mieści się wartość ilorazu CH₄/H,. Stosowne przedziały liczbowe wraz z odpowiednią przyczyną two­rzenia się gazów podano w tabeli I:

TABELA I. Kryteria pozwalające rozróżnić gazy pasożytnicze oraz powstające w wy niku reakcji katalitycznych od spowodowanych wyładowaniami niezupełnymi [3,10]:

 Inne, bardziej skomplikowane obliczeniowo kryterium, a w zasadzie metodę, zaproponował Duval. Wykorzystuje ona dwa pomoc­nicze trójkąty, uzupełniające wersję podstawową dobrze znanego i szeroko stosowanego trójkąta (rys. 1).

Rys. 1. Lokalizacja obszarów w podstawowym wariancie trójkąta Duvala [7]

W przypadku podstawowej wersji trójkąta relacje między generowanymi „gazami pasożytniczy­mi” są takie, że otrzymywana jest diagnoza wskazująca na występo­wania uszkodzenia typu PD (wyładowania niezupełne), T1 (defekt cieplny o T< 300°C) lub T2 (defekt cieplny o 300°C 2, CH₄, C,H₆. Dla każdego z tych gazów wyznaczany jest jego procentowy udział w stężeniu sumarycznym, wg zasady podanej wzorem (1):

Wyliczone wartości %H₂, %CH₄, %C₂H₆ wskazują na jeden z ob­szarów, na jakie został podzielony trójkąt. W efekcie otrzymywa­na jest informacja o przyczynie generacji gazów, którą mogą być:

• wyładowania niezupełne - obszar oznaczony jako PD,
• „gazy pa­sożytnicze” - obszar S,
• punkty gorące ze zwęgleniem papieru (T> 300°C) - obszar C
• przegrzanie (T< 250°C) - obszar O.

Lokalizację obszarów wewnątrz trójkąta pokazano na rys. 2, a wartości granic tych obszarów podano w tab. II.

Rys. 2. Lokalizacja obszarów w pomocniczym wariancie trójkąta Duvala uwzględniającym H₂, CH₄, C₂H₆ [7]

TABELA II. Granice obszarów w pomocniczym wariancie trójkąta Duvala uwzględniającym H₂, CH₄, C₂H₆ [7]

W drugim z pomocniczych wariantów trójkąta Duvala wyko­rzystywane są następujące gazy: CH₄, C₂H₄, C,H₆. Dla każdego z tych gazów wyznaczany jest jego procentowy udział w stężeniu sumarycznym, wg zasady analogicznej do tej określonej wzorem.

Algorytm postępowania mający na celu uzyskanie informacji o przyczynie generacji gazów jest podobny do opisanego powyżej. Przyczyną zaś generacji gazów mogą być:

• wyładowania niezupełne - obszar oznaczony jako PD,
• „gazy pasożytnicze” - obszar ozna­czony jako S,
• punkty gorące ze zwęgleniem papieru (T>300°C) - obszar oznaczony jako C,
• przegrzanie (T<250°C) - obszar ozna­czony jako O,
• defekt cieplny o bardzo wysokiej temperaturze (T>700°C) - obszar oznaczony jako T3.

Lokalizację obszarów we­wnątrz trójkąta pokazano na rys. 3, a wartości granic tych obszarów podano w tab. III.

Rys. 3. Lokalizacja obszarów w pomocniczym wariancie trójkąta Duvala uwzględniającym CH₄, C₂H₄, C₂H₆ [7]

TABELA III. Granice obszarów w pomocniczym wariancie trójkąta Duvala uwzględniającym CH₄, C₂H₄, C₂H₆ [7]

Studium przypadku (case study)

W transformatorze energetycznym (63 MVA, 110 kV/SN) o kilkuletnim okresie eksploatacji pomierzono stężenia gazów przedstawione w tab. IV. Upływ czasu określono w miesiącach od ostatniego pomiaru, dla którego nie stwierdzono przekroczenia przez poszczególne gazy stężeń zalecanych w [13] dla transfor­matorów sieciowych.

Charakter potencjalnego defektu, zgodnie z zaleceniami normy [11] został określony tylko dla tych pomiarów, dla których stwier­dzono przekroczenie wartości granicznych przez pomierzone gazy. Otrzymane wyniki zestawiono w tab. V.

TABELA IV. Stężenia gazów [ppm] rozpuszczonych w oleju transformatora 63 MVA, 110 kV/SN:

TABELA V. Wyniki określenia charakteru defektu dla transformatora 63 MVA, 110 kV/SN:

* Wynik uzyskany na podstawie uproszczonej wersji metody ilorazowej. Wersja pełna nie pozwalała na zidentyfikowanie charakteru defektu.

Metoda ilorazowa wg PN-EN 60559 i/lub metoda trójkąta Duvala wskazały na wyładowania niezupełne lub uszkodzenie cieplne jako potencjalnie występujący defekt. Na podstawie [14] określono ro­dzaj oraz stopień zaawansowania wskazywanych wyładowań niezu­pełnych (do wyników tych należy jednak podchodzić ostrożnie). We wszystkich przypadkach uzyskano ten sam rezultat: wczesny etap powierzchniowych wyładowań niezupełnych. W przypadku wskaza­nia przez metody diagnostyczne na możliwość wystąpienia w trans­formatorze wyładowań niezupełnych lub przegrzań niskotempera­turowych, wskazane jest rozważenie, czy przyczyna generowania gazów nie jest spowodowana przez reakcje katalityczne lub też, czy nie występują gazy pasożytnicze, wśród których dominującym jest wodór. Sprawdzenie takie zostało przeprowadzone dwoma metoda­mi: wykorzystującą stosunek CH₄/H₂ [3, 10] oraz wykorzystującą pomocnicze wersje trójkąta Duvala [7]. Wyniki analizy stosunku metanu do wodoru dla kolejnych pomiarów został przedstawiony w tab. VI.

Wyniki przeprowadzenia analizy pomierzo­nych stężeń gazów pomocniczymi wersjami trójkąta Duvala przedstawiono w tab. VII.

TABELA VI. Interpretacja zaobserwowanych wartości stosunków metanu do wodoru:

TABELA VII. Interpretacja wyników pomierzonych stężeń gazów pomocniczymi wersjami trójkąta Duvala:

Na rys. 4 pokazano dla ostatniego przeprowa­dzonego pomiaru stężeń gazów sposób ich in­terpretacji w obydwu pomocniczych wariantach trójkąta Duvala. Ponieważ metoda ilorazowa wg PN-EN 60559 i metoda trójkąta Duvala wskazały na wyładowania niezupełne i/lub uszkodzenie termiczne jako potencjalnie wystę­pujący defekt i jednocześnie, dodatkowo prze­prowadzone analizy nie pozwalają całkowicie wykluczyć nadmiernego generowania wodoru z przyczyn innych niż występujący w trans­formatorze defekt, zalecono przeprowadzenie pomiarów intensywności wyładowań niezupeł­nych w rozpatrywanym transformatorze.

Rys. 4. Lokalizacja defektu w pomocniczych wersjach trójkąta Duvala dla ostatniego pomiaru (miesiąc 48), symbolem S oznaczono obszar odpowiadający diagnozie „gazy pasożytnicze”

Takie pomiary wykonano z użyciem metody akustycznej podczas normalnej eksploatacji transformatora w miejscu jego zainstalowa­nia. Dla każdego z 42 punktów pomiarowych otrzymano podobne przebiegi czasowe i dwuwymiarowe spektrogramów widma gęstości mocy sygnału emisji akustycznej generowanych podczas pracy ba­danego transformatora (wybrany spektrogram pokazano na rys. 5).

Rys. 5. Przebieg czasowy i dwuwymiarowy spektrogramu widma gęstości mocy sygnału emisji akustycznej zarejestrowanego w jednym z punktów pomiarowych

Spektrogramy te jednoznacznie wskazują na brak procesów związanych z występowaniem wyładowań niezupełnych w wewnętrznym układzie izolacyjnym badanej jednostki.

Tym samym postawiona hipoteza o generowaniu wodoru z przy­czyn innych niż występujący w transformatorze defekt w postaci wyładowań niezupełnych pozostała w mocy.

Podsumowanie

Metoda ilorazowa wg PN-EN 60559 i metoda trójkąta Duvala wskazały, że zwiększone stężenie wodoru w objętości oleju pocho­dzącego z rozpatrywanego transformatora jest wynikiem wyłado­wań niezupełnych i/lub uszkodzenia termicznego, będących po­tencjalnym defektem występującym w transformatorze. Ponieważ wskazanie przez metody diagnostyczne na możliwość wystąpienia w transformatorze wyładowań niezupełnych lub przegrzań nisko­temperaturowych wymaga rozważenia, czy przyczyna generowa­nia gazów nie jest spowodowana przez reakcje katalityczne lub też czy nie występują gazy pasożytnicze z dominującym wodorem, przeprowadzono dodatkową analizę stosunku CH₄/H₂ oraz wyko­rzystano do analizy pomocnicze wersje trójkąta Duvala. W drugim przypadku uzyskano wynik wskazujący na gazy pasożytnicze, co nie pozwala całkowicie wykluczyć generowania gazów (zwłasz­cza wodoru) z przyczyn innych niż wyżej wspomniany występu­jący w transformatorze defekt w postaci wyładowań niezupełnych.

Hipoteza o generowaniu wodoru z przyczyn innych niż występu­jący w transformatorze defekt w postaci wyładowań niezupełnych pozostała w mocy po wykonaniu na rozpatrywanej jednostce po­miarów wyładowań niezupełnych metodą emisji akustycznej, które jednoznacznie wskazały na brak wyładowań niezupełnych w we­wnętrznym układzie izolacyjnym badanej jednostki. W rozważanym przypadku celowa wydaje się szczególna obserwacja omawianej jednostki i uwzględnienie możliwości wykonania kolejnych badań intensywności wyładowań niezupełnych oraz badań DGA oleju w czasie krótszym niż badania rutynowe.

Jest to artykułowa wersja referatu przedstawionego na Konfe­rencji „Transformatory Energetyczne i Specjalne” w Kazimierzu Dolnym (8-10 października 2014 r.)

LITERATURA:

[1] Besner S., Jalbert J., Noirhomme B.: Unusual ethylene production of in-service transformer oil at low temperaturę. IEEE Transactions on Dielectric and Electrical Insulation 2012 No. 6

[2] Buchacz T., Olech W., Olejniczak H.: Nowe metody badań olejów izolacyjnych w diagnostyce technicznej transformatorów. Międzynarodowa Konferencja Trans­formatorowa „Transformator ’07”, Toruń 2007

[3] CIGRE Technical Brochure No 296. Recent developments in DGA interpretation, 2006

[4] Duval M.: A Review of faults detectable by gas-in-oil analysis in transformers. IEEE Electrical Insulation Magazine 2002 No. 3

[5] Duval M., Durkham J.: Improving the Reliability of Transformer Gas-in-Oil Diagnosis. IEEE Electrical Insulation Magazine 2005 No. 4

[6] Duval M.: Dissolved Gas Analysis and the Duval Triangle [PDF]

[7] Duval M.: The Duval triangle for load tap changers, non-mineral oils and low tem­peraturę faults in transformers. IEEE Electrical Insulation Magazine 2008 No. 6

[8] Hohlein I.: Unusual Cases of Gassing in Transformers in Service. IEEE Electrical Insulation Magazine 2006 No. 1

[9] Lewand L.R., Griffin P.: Gassing characteristics of transformer oil under thermal stress, NETA World, The Official Publication of the Int. Electrical Testing Association. 2005, www.netaworld.org/netaworld-journal/archived-articles/377

[10] Olejniczak H., Buchacz T., Bednarska B.: Powstawanie gazów w transformatorach napełnionych olejem mineralnym niezwiązane z występowaniem uszkodzeń wewnętrznych. Energetyka 2008 nr 8-9

[11] PN-EN 60599:2010 Urządzenia elektryczne impregnowane olejem mineralnym w eksploatacji - Wytyczne interpretacji analizy gazów rozpuszczonych i wolnych

[12] Ramowa Instrukcja Eksploatacji Transformatorów, Energopomiar-Elektryka, Gli­wice 2012

[13] Weigen Chen et al.: Canonical Correlation Between Partial Discharges and Gas Formation in Transformer Oil Paper Insulation. Energies 2012 No. 5