3 metody badania oleju transformatorowego zimą

Czas czytania: 5 minut

Zimowe badania oleju transformatorowego są jednym z najczęstszych źródeł błędnych decyzji eksploatacyjnych. Nie dlatego, że laboratoria popełniają błędy.

Dlatego, że niska temperatura zmienia fizykę oleju, zachowanie wilgoci i dynamikę procesów starzeniowych. Ten sam wynik, odczytany bez kontekstu sezonowego, może uspokajać lub niepotrzebnie alarmować.

Ten artykuł jest dla inżynierów eksploatacji, projektantów, inwestorów oraz wykonawców, którzy chcą rozumieć, a nie tylko odczytywać raporty z badań oleju.

Po lekturze będziesz wiedzieć, dlaczego zimą pojedynczy wynik nie wystarcza, jak czytać wodę, gazy i trendy oraz gdzie najczęściej ukrywa się ryzyko, którego nie widać w tabelach.

 

Dlaczego zima fałszuje obraz stanu transformatora

Zimą olej transformatorowy funkcjonuje w zupełnie innym reżimie fizycznym niż latem.

Spada jego zdolność do rozpuszczania wody, zmienia się równowaga pomiędzy olejem a izolacją papierową, a kondensacja pary wodnej w zbiorniku staje się realnym zjawiskiem, a nie teoretycznym ryzykiem.

Wilgoć nie znika. Ona migruje. W niskiej temperaturze opuszcza olej i przechodzi do papieru elektroizolacyjnego, gdzie jej wpływ na trwałość transformatora jest najbardziej destrukcyjny.

Dlatego zimowe badania oleju wymagają interpretacji procesowej, a nie tylko analizy liczb.

• Szerzej mechanizm kondensacji i jej konsekwencje zostały opisane w pełnym artykule:

Kondensacja pary wodnej w zbiorniku transformatora. Cichy zabójca zimą
Ten tekst jest naturalnym uzupełnieniem i pogłębieniem diagnostyki zimowej.

 

Metoda pierwsza. Oznaczenie zawartości wody metodą Karla Fischera

Metoda Karla Fischera jest złotym standardem ilościowego oznaczania zawartości wody w oleju transformatorowym. Jej dokładność i powtarzalność sprawiają, że jest podstawowym narzędziem diagnostycznym.

Zimą jednak bywa najczęściej źle interpretowana.

Wynik podany w ppm zawsze musi być odnoszony do temperatury oleju w chwili pobrania próbki.

Olej zimny rozpuszcza znacząco mniej wody niż olej ciepły. Niski wynik w ppm nie oznacza braku wilgoci w układzie. Bardzo często oznacza, że wilgoć już opuściła olej i została zaabsorbowana przez izolację papierową.

Z punktu widzenia trwałości transformatora jest to scenariusz znacznie gorszy niż wysoka wilgotność oleju latem. Papier elektroizolacyjny starzeje się szybciej wraz ze wzrostem zawartości wody.

Każde podwojenie wilgotności papieru przyspiesza depolimeryzację celulozy, prowadząc do spadku wytrzymałości mechanicznej uzwojeń.

Dlatego zimą wynik Karla Fischera należy analizować w odniesieniu do:

• temperatury oleju
• historii obciążenia transformatora
• typu układu olejowego hermetyczny lub z konserwatorem
• wyników z poprzednich sezonów

Bez tego liczba pozostaje oderwana od rzeczywistości eksploatacyjnej.

 

Metoda druga. Analiza gazów rozpuszczonych DGA

Analiza gazów rozpuszczonych DGA pozwala zajrzeć głębiej niż sama zawartość wody.

Jest metodą pośrednią, ale niezwykle czułą na procesy zachodzące w izolacji papierowej i oleju.

Zimą szczególne znaczenie mają dwa gazy. Wodór oraz tlenek węgla.

Ich podwyższone stężenia przy braku klasycznych gazów zwarciowych, takich jak acetylen czy etylen, rzadko wskazują na zwarcie. Znacznie częściej są sygnałem postępującej degradacji papieru elektroizolacyjnego.

Wilgoć w papierze działa jak katalizator starzenia.

Przyspiesza rozpad łańcuchów celulozy, co skutkuje emisją tlenku węgla. Wodór natomiast bywa efektem lokalnych procesów elektrochemicznych i mikrowyładowań, które pojawiają się w osłabionej izolacji.

DGA zimą nie powinno być analizowane punktowo.

Kluczowe jest porównanie profili gazowych w czasie oraz korelacja z wynikami Karla Fischera. Dopiero wtedy można mówić o spójnej diagnozie.

 

Metoda trzecia. Analiza trendów sezonowych

Najczęstszym błędem diagnostycznym jest podejmowanie decyzji na podstawie jednego raportu. Transformator nie jest urządzeniem statycznym.

Jest systemem, który zmienia się wraz z temperaturą, obciążeniem i warunkami otoczenia.

Zimą szczególnie istotne jest porównywanie wyników z różnych pór roku.

Skoki zawartości wody pomiędzy latem a zimą mówią znacznie więcej niż absolutna wartość w ppm. Podobnie zmiany w stężeniach gazów rozpuszczonych, nawet jeśli mieszczą się jeszcze w granicach normy.

Analiza trendów pozwala odpowiedzieć na pytania:

• czy wilgoć narasta systematycznie
• czy mamy do czynienia z migracją sezonową
• czy izolacja papierowa traci swoje właściwości mechaniczne

To właśnie trendy, a nie pojedyncze punkty, budują wiarygodną historię techniczną transformatora.

 

Kiedy diagnostyka przestaje wystarczać

Są momenty, w których kolejne badania oleju przestają mieć sens ekonomiczny. Gdy trendy są jednoznaczne, a margines bezpieczeństwa topnieje, racjonalną decyzją bywa wymiana jednostki na nową.

W takich sytuacjach warto zapoznać się z ofertą transformatorów Energeks, w tym z jednostkami dostępnymi od ręki, które pozwalają skrócić czas przestoju i odzyskać kontrolę nad ryzykiem eksploatacyjnym. Tutaj natumiast znajdziesz informacje o jednostkach dostępnych od ręki, gotowych do szybkiego wdrożenia w sieci.

Na koniec zapraszamy także do społeczności Energeks na LinkedIn. 

Dziękujemy za uważną lekturę. Jeśli dotarłeś do tego miejsca, jesteś dokładnie tym typem czytelnika, dla którego warto pisać takie teksty.