Bezpieczeństwo dla użytkowników sieci elektroenergetycznej oraz otoczenia urządzeń energetycznych zależy od prawidłowej pracy instalacji oraz stanu technicznego urządzeń elektroenergetycznych. W szczególności ma to znaczenie dla transformatorów olejowych, których awaria może spowodować zanieczyszczenie środowiska olejem transformatorowym lub jego zapłon przy zwarciu w jednostce. Nie da się tego ocenić, tylko poprzez pobieżne oględziny – faktyczny stan infrastruktury elektroenergetycznej można określić wyłącznie dzięki profesjonalnie przeprowadzonym pomiarom zleconym na przykład firmie Wasztan.
Podczas pomiarów można stwierdzić czy występują nieprawidłowości w pracy transformatora i od razu zlecić niezbędne prace modernizacyjne lub wstrzymać ruch jednostki do czasu naprawy. W skutek braku przeglądów i pomiarów transformatorów może dojść do kosztownych przestojów w pracy odbiorcy i uszkodzenia urządzeń energetycznych.
Współczynnik absorpcji to parametr związany ze stanem rezystancji izolacji.
Pomiary współczynnika absorpcji polegają na pomiarze rezystancji izolacji transformatora energetycznego w określonych przedziałach czasu i na podstawie uzyskanych wartości określeniu współczynników absorpcji. Omawiane pomiary dotyczą raczej transformatorów olejowych – dla jednostek suchych nie są ujęte w normach. Nie oznacza to, że takie pomiary nie mają sensu, wręcz przeciwnie dla doświadczonego inżyniera mogą dać pogląd o izolacji uzwojeń i ich ewentualnym zanieczyszczeniu, bądź zawilgoceniu. Wg aktualnej literatury dla nowych jednostek olejowych współczynniki absorpcji nie muszą być mierzone, jednak dla jednostek starej produkcji uważa się przedmiotowe pomiary jako obligatoryjne.
Normy wymagają by rezystancja izolacji transformatorów eksploatowanych nie była mniejsza niż 70% wartości uzyskanej przy pomiarach u producenta w tej samej temperaturze.
Mimo braku obligatoryjności wykonywania pomiarów współczynnika absorpcji dla nowych transformatorów praktyka pokazuje, że większość zakładów energetycznych i specjalistów branży transformatorowej mierzy współczynnik absorpcji dla każdego transformatora.
Dobitnie widać tu dysonans pomiędzy praktyką, a teorią tworzoną przez „naukowców”.
Aby określić jakie współczynniki należy zmierzyć konieczne jest określenie grupy transformatora i nakreślenie dla niej wytycznych w zakresie rezystancji izolacji:
W przypadku transformatorów SN/nN występują jednostki o grupie II i III.
Niestety tutaj pojawia się problem jakie współczynniki absorpcji przyjąć jako dopuszczalne, gdyż zalecenia norm i wytyczne branżowe nie są spójne, a co więcej część zawiera nawet błędy, mogące wprowadzać czytelnika w błąd, jak np. „Wytyczne przeprowadzania pomontażowych badań odbiorczych” BN-85S 3081-01/02.
Najczęściej jako graniczne parametry dla współczynnika absorpcji i rezystancji izolacji przyjmuje się niżej zaprezentowane kryteria:
Transformatory WN i NN nie są przedmiotem artykułu, toteż nie uwzględniono dla nich wytycznych.
Wszystkie wyniki badań odnosi się do temperatury odniesienia 30°C.
Przy innych temp. należy skorzystać ze współczynnika korekcyjnego. Rezystancje zmierzone zawarte w przedziale od 5 do 35°C przelicza się według zasady: obniżenie temperatury o 15°C spowoduje dwukrotny wzrost rezystancji, a podwyższenie temperatury o 5°C spowoduje dwukrotne zmniejszenie rezystancji izolacji.
Rezystancja izolacji transformatorów o mocy 1,6MVA i mniejszej nie wymaga przeliczenia do temperatury odniesienia, jeżeli zmierzona wartość izolacji wynosi co najmniej 200 MΩ.
Zmiany wartości rezystancji izolacji definiują parametry izolacji.
Wyróżnia się współczynniki:
Współczynnik absorpcji: KA = R60/R15
Wartość KA dla transformatorów gr. III nie powinna być mniejsza niż 1,3 dla izolacji doziemnej i 1,15 dla izolacji międzyfazowej.
Wartość KA dla transformatorów gr. II o mocy większej od 1,6 MVA, a nie należących do grupy I, nie powinna być mniejsza niż 1,3 dla izolacji doziemnej i 2,0 dla izolacji międzyfazowej.
Dla transformatorów gr. II mierzy się również współczynnik R300.
Należy przy tym pamiętać, że do pomiaru transformatorów wykorzystywane są specjalne mierniki na napięcie, co najmniej 2,5 kV. Absolutnie nie nadają się do tego celu mierniki instalacyjne i tzw. „induktory” starego typu.
Wg teorii przyjmuje się, że dobry izolator powinien mieć nieskończenie dużą rezystancję izolacji. W praktyce już sam proces ładowania dielektryka może dać wiele cennych informacji. Transformator znajdujący się w dobrym stanie technicznym wykazuje wzrost rezystancji w czasie. Bardzo duże wahania rezystancji wskazują na zachodzące w izolacji problemy.
O jakości izolacji transformatora, jak wykazano świadczy rezystancja izolacji oraz współczynnik absorpcji. Przeważnie osłabieniu izolacji towarzyszy degradacja oleju transformatorowego na skutek rozkładu izolacji celulozowej uzwojeń oraz przegrzewania jednostki. Doświadczeni pomiarowcy często na podstawie wyników pomiaru współczynnika absorpcji, lub choćby oględzin (bez badań) próbki oleju są w stanie z dużym prawdopodobieństwem orzec czy z jednostką dzieje się coś niedobrego.
Na zdjęciu 1 wskazano próbki oleju pobrane z różnych transformatorów energetycznych SN/Nn. Przedstawione próbki nr: I i II pobrano z transformatorów, w których nie stwierdzono defektów technicznych, nr III z jednostki o parametrach na granicy dopuszczenia do eksploatacji, natomiast nr IV i V z jednostek, które nie nadawały się do dalszego ruchu.
Wraz z ciemniejszym zabarwieniem oleju widoczne jest jego zużycie. Można by powiedzieć, że po kolorze dielektryka jesteśmy w stanie „powiedzieć jak ciężkie życie miał transformator”.
Zdjęcie 1. Próbki oleju pobrane z transformatorów energetycznych.Artykuł Partnera