Menu

TrafoGrade – Zarządzanie transformatorami

System TrafoGrade pozwala na bieżąco monitorować i aktualizować stan techniczny oraz rangę transformatorów.

DEMO PANELU TRAFOGRADE (login: demo_demo, hasło: demo_demo)

pdf-icon Zobacz więcej: Broszura TrafoGrade – zarządzanie transformatorami
pdf-icon Zobacz więcej: Przykładowy raport wg metody TrafoGrade

Spółki dystrybucyjne działające na terenie Polski eksploatują kilka tysięcy transformatorów średniej mocy, które łączą sieci wysokich napięć z siecią rozdzielczą średniego napięcia. W grupie tej przeważają w szczególności jednostki o mocach 10, 16, 25 i 40 MVA, a wiele z nich znajduje się już ponad 30 lat w eksploatacji. Pomimo tak długiego czasu pracy stan techniczny większości transformatorów pozwala na ich dalszą eksploatację, co w głównej mierze jest spowodowane znacznymi zapasami bezpieczeństwa izolacji, które zakładano kilkanaście lat temu podczas projektowania transformatorów.

Nowoczesne podejście do eksploatacji transformatorów energetycznych oparte jest na kompleksowej ocenie stanu technicznego transformatora oraz jego znaczenia w systemie elektroenergetycznym. Powiązanie tych dwóch czynników pozwala na rzetelne określenie perspektyw dalszej eksploatacji jednostki oraz ekonomiczną ocenę opłacalności wykonania koniecznych remontów lub wymiany transformatora.

ENERGO-COMPLEX wraz z Zachodniopomorskim Uniwersytetem Technologicznym oraz Politechniką Opolską opracował kompleksowy system zarządzania transformatorami o nazwie TrafoGrade. Ideą systemu, który wprowadza punktową skalę ocen stanu technicznego transformatora oraz jego rangi w systemie elektroenergetycznym, jest powiązanie technicznych aspektów diagnostyki z czynnikami ekonomiczno – finansowymi w celu optymalizacji decyzji w zakresie bieżącej eksploatacji, gospodarki remontowej oraz polityki inwestycyjnej.

System zarządzania transformatorami TrafoGrade składa się z czterech modułów.


Moduły systemu TrafoGrade

W omawianym systemie przyjęto punktowe wartościowanie każdej właściwości lub parametru wchodzącego w skład zarówno oceny stanu technicznego jak i znaczenia transformatora w systemie elektroenergetycznym. Zastosowano przy tym trójstopniową skalę wartościowania: mierny, dobry, zadowalający. Prosta – punktowa forma opisu stanu technicznego transformatora umożliwia analizowanie wyników badań zarówno przez kadrę inżynierską, jak i nie posiadające specjalistycznej wiedzy technicznej służby ekonomiczne.

OCENA STANU TECHNICZNEGO TRANSFORMATORA

Głównym elementem systemu TrafoGrade jest ocena stanu technicznego transformatora wykonywana za pomocą nowoczesnych zaawansowanych metod diagnostycznych. W skład wieloparametrycznej oceny stanu technicznego wchodzi 15 parametrów diagnostycznych:

  • analiza gazów rozpuszczonych w oleju (DGA),
  • analiza odkształceń uzwojeń (FRA-VM),
  • historia pracy,
  • napięcie przebicia oleju,
  • oględziny zewnętrzne,
  • ocena podobciążeniowego przełącznika zaczepów (PPZ),
  • ocena układu chłodzenia,
  • ocena osprzętu transformatora,
  • rezystancja izolacji,
  • rezystancja uzwojeń,
  • ocena stopnia degradacji celulozy,
  • ocena przepustów izolacyjnych (TR, FDS),
  • wiek transformatora,
  • zawilgocenie izolacji stałej (FDS, RVM-PDC),
  • zestarzenie oleju.

Wszystkie parametry diagnostyczne przypisano do trzech grup:

Grupa I – podstawowa diagnostyka transformatora,
Grupa II – stan części aktywnej,
Grupa III – zaawansowanie procesów starzeniowych.

Grupa I jest to grupa ujmująca najbardziej podstawowe cechy transformatora, których zły stan techniczny w istotny sposób nie wpływa na zdolność do pracy w ruchu elektrycznym. Tylko w skrajnych przypadkach, katastrofalny stan techniczny którejkolwiek z nich stwarza konieczność odłączenia jednostki od sieci. Założono przy tym, że usunięcie usterek w tej grupie cech nie powinno stwarzać większych problemów technicznych i być relatywnie tanie. Przykładowo, można tu wymienić takie cechy jak ocena osprzętu lub PPZ.

Do grupy II należą te elementy, które spełniają istotną rolę w funkcjonowaniu transformatora. Zły stan techniczny większości z nich eliminuje transformator z ruchu elektrycznego, a przywrócenie akceptowalnego stanu technicznego wymaga na ogół znacznych nakładów finansowych i organizacyjnych. Do tej grupy można zaliczyć np. analizę DGA, której negatywny wynik wymaga odłączenia transformatora od sieci i co najmniej rewizji wewnętrznej.

Grupa III właściwości w zasadzie nie dotyczy problemów związanych z bieżącą eksploatacją transformatora, lecz jest ukierunkowana na przewidywany „czas życia” oraz planowanie remontów i modernizacji. Dlatego nawet negatywna ocena którejkolwiek z nich nie eliminuje jednostki z ruchu. Wymaga natomiast  odpowiedniego zaplanowania remontu. Do tej grupy przyporządkowano takie cechy jak np. wiek transformatora czy też fizyko-chemiczne właściwości oleju transformatorowego.

Na potrzeby systemu TrafoGrade opracowano szczegółową instrukcję, która zawiera sposób definiowania i różnicowania wartości poszczególnych parametrów, a także metodykę grupowej i końcowej punktacji.

OCENA RANGI TRANSFORMATORA W SYSTEMIE

W procesie decyzyjnym dotyczącym polityki inwestycyjno – remontowej poza oceną stanu technicznego powinno się uwzględnić rangę transformatora w systemie elektroenergetycznym. Zagadnienie to ma szczególne znaczenie w aspekcie zwiększenia niezawodności dostaw energii do odbiorców, a także poprawy bezpieczeństwa energetycznego. W systemie TrafoGrade ocena rangi transformatora wyrażona została również w skali punktowej
i realizowana jest m. in. poprzez analizę:

  • konfiguracji sieci elektroenergetycznej, w której transformator pracuje, ze szczególnym uwzględnieniem parametrów niezawodnościowych,
  • rodzaju zasilanych odbiorców,
  • możliwości rezerwowania transformatora itp.

Powiązanie dwóch niezwykle istotnych z punktu widzenia działania spółki dystrybucyjnej atrybutów transformatora pozwala przypisać go do odpowiedniej grupy eksploatacyjnej. Na rysunku poniżej przedstawiono przykładowe rezultaty oceny 44 transformatorów przeprowadzonej w jednej ze spółek dystrybucyjnych.

W systemie TrafoGrade transformatory podzielono na trzy grupy eksploatacyjne:

  • transformatory o eksploatacji uproszczonej (U),
  • transformatory o eksploatacji normalnej (N),
  • transformatory o eksploatacji pod szczególnym nadzorem (S).


Wyznaczenie strategii eksploatacji transformatorów

Do pierwszej grupy (U) zaliczono jednostki wyróżniające się dwiema cechami: są to transformatory o bardzo dobrej kondycji technicznej, bądź ich ranga w systemie elektroenergetycznym jest niewielka. W takich przypadkach koszty związane z bieżącą diagnostyką można ograniczyć jedynie do okresowych oględzin połączonych z analizą DGA oleju. Natomiast do grupy (S) włączono jednostki pełniące strategiczną rolę w systemie lub też transformatory o miernym stanie technicznym. Oczywiście w tym ujęciu każda grupa eksploatacyjna wymaga opracowania oddzielnej instrukcji, ale przyjęcie takiego systemu obsługi opartego o rzeczywisty stan techniczny i rangę transformatora prowadzi do znacznej redukcji kosztów eksploatacji transformatorów.

ANALIZA PERSPEKTYW EKSPLOATACJI

Wynikiem końcowym kompleksowej oceny stanu technicznego transformatora jest określenie ,indywidualnie dla każdej jednostki, perspektyw eksploatacji. Informacje te są szczególnie istotne dla osób zarządzających eksploatacją transformatorów, gdyż umożliwiają wykonanie rzetelnego planu działań diagnostyczno – remontowych na kolejne lata. W tabeli poniżej przedstawiono opracowane przykładowe perspektywy eksploatacji dla dwóch wybranych transformatorów charakteryzujących się różnym stanem technicznym.

Przykładowe analizy perspektywy eksploatacji transformatorów:

TDR3b 25000/110 rok prod. 1980, punktacja wg TrafoGrade 10,4 pkt

Stan technicznyPerspektywa eksploatacji
Liczne nieszczelności
PPZ: głośna praca napędu
DGA: przegrzania niskotemp.
Zawilgocenie X = 3,3%
Furany: 3,24 ppm
Fenol: 1,94 ppm
Fizykochemiczne właściwości oleju: zadowalające
Transformator o wysokim zaawansowaniu procesów starzeniowych w izolacji stałej i olejowej.
Wysokie zawilgocenie oraz istniejący defekt termiczny przyśpieszają degradację izolacji.
Wskutek osłabienia wytrzymałości zwarciowej i możliwego zjawiska bąblowania występuje podwyższone ryzyko dalszej eksploatacji.

Ograniczenia eksploatacyjne:
- temperatura oleju do 75°C
- nie odstawiać do zimnej rezerwy w niskiej temperaturze

Modernizacja wymaga znacznych nakładów tj.: przezwojenia oraz wymiany oleju.

nTDR3b 16000/110, rok prod. 1985, punktacja wg TrafoGrade 27,1 pkt

Stan technicznyPerspektywa eksploatacji
PPZ: zadowalający
DGA: początek wnz (niewielka ilość wodoru)
Zawilgocenie X = 2,8 %
Furany: brak
Fizykochemiczne właściwości oleju: dobre
Brak ograniczeń w eksploatacji.
W perspektywie 5-7 lat prawdopodobna konieczność suszenia izolacji.
KOMPUTEROWY SYSTEM ZARZĄDZANIA

TrafoGrade wspomagany jest zintegrowanym systemem akwizycji danych oraz zarządzania majątkiem transformatorowym. Gromadzi on wszystkie dane dotyczące parametrów, lokalizacji oraz użytkowników transformatorów. W części analitycznej wykonuje ocenę stanu technicznego, rangi oraz podaje zalecenia eksploatacyjne i generuje stosowne raporty. Głównym zadaniem komputerowego systemu zarządzania jest:

  • wspomaganie procesu decyzyjnego w zakresie polityki remontowo – inwestycyjnej,
  • tworzenie rzetelnej prognozy budżetowej na podstawie rzeczywistego stanu transformatorów,
  • ergonomiczna prezentacja danych w postaci graficznej,
  • łatwy dostęp do archiwalnych wyników pomiarowych.

Komputerowy system zarządzania majątkiem transformatorowym jest programem dopasowanym do indywidualnych wymagań użytkownika z uwzględnieniem specyfiki danego przedsiębiorstwa energetycznego.

PRZYKŁAD WDROŻENIA SYSTEMU TRAFOGRADE

System TrafoGrade wdrożono w jednej ze spółek dystrybucyjnych, w której kompleksową ocenę przeprowadzono dla 44 transformatorów rozdzielczych. Na rysunku zobrazowano diagram kołowy przedstawiający okres eksploatacji analizowanej populacji transformatorów.

Wiek analizowanej populacji transformatorów

Spośród 44 przebadanych transformatorów 4 jednostki charakteryzowały się miernym stanem technicznym, 33 – stanem zadowalającym, a 7 – stanem dobrym. Głównymi składnikami rzetelnej oceny stanu technicznego transformatorów są nowoczesne, zaawansowane metody diagnozowania. Na rysunku przedstawiono uogólnione dla całej populacji przykładowe wyniki z badania DGA, pomiaru zawilgocenia izolacji stałej oraz oceny odkształceń mechanicznych uzwojeń metodą FRA-VM.

Ocena transformatorów ze względu na wybrane cechy stanu technicznego: analiza DGA oleju (a), zawilgocenie celulozy (b), FRA-VM (c)

a) DGA
b) Zawilgocenie
c) FRA

Na podstawie przedstawionych wyników, można stwierdzić, że tylko nieliczny procent badanej populacji transformatorów ma poważne problemy techniczne, które mogą wymagać zaangażowania znacznych środków finansowych. Na kolejnym rysunku przedstawiono perspektywy eksploatacyjne wyznaczone dla analizowanej populacji 44 transformatorów.

Perspektywy eksploatacyjne: czas pracy do wymiany oleju (a), suszenie izolacji stałej (b), szacowany czas eksploatacji bez remontu (c)

a) Wymiana oleju
b) Suszenie izolacji
c) Czas eksploatacji bez remontu

Określona na podstawie wskaźników stanu technicznego perspektywa eksploatacji jest punktem wyjściowym dla przeprowadzenia analizy ekonomicznej.

EKONOMICZNE ASPEKTY WDROŻENIA SYSTEMU TRAFOGRADE

Integracja wszystkich danych pomiarowych w zintegrowanym systemie akwizycji danych i zarządzania oraz punktowa skala ocen stanu technicznego ułatwia analizę wyników i umożliwia podjęcie decyzji menadżerom nie posiadającym szczegółowej wiedzy z zakresu diagnostyki transformatorów. Wprowadzenie kompleksowego systemu zarządzania opartego na wieloparametrycznej ocenie stanu technicznego transformatora pozwala na optymalizację wydatków inwestycyjnych ponoszonych na remonty i modernizacje. Takie podejście do zarządzania populacją transformatorów umożliwia w prosty sposób uchwycenie właściwego momentu, w którym stan techniczny danej jednostki można znacząco podnieść przy zaangażowaniu stosunkowo niskich nakładów finansowych. Zasady podejmowania decyzji o modernizacji lub remoncie transformatora można zaprezentować na przykładzie transformatora o mocy 25 MVA, 110/15 kV, który pracował przez 30 lat w sieci przy niewielkim obciążeniu i nie ulegał poważniejszym awariom. Kolejność czynności decyzyjnych oraz szacunkowy koszt modernizacji przedstawiono w postaci algorytmu na rysunku.

Remont takiego transformatora obejmuje na ogół:

  • suszenie i czyszczenie uzwojeń,
  • doprasowanie rdzenia i uzwojeń,
  • wymiana oleju,
  • wymiana radiatorów,
  • remont podobciążeniowego przełącznika zaczepów,
  • wymiana osprzętu.

Koszt prac o takim zakresie szacuje się obecnie na ok. 15 – 20% wartości nowego transformatora. Jest to zatem typowy remont średni. Ale jego wykonanie przedłuża eksploatację transformatora o kolejne 10 – 15 lat.

Koszt wdrożenia systemu TrafoGrade zwraca się już w przypadku, kiedy w wyniku działań prewencyjnych uda się zapobiec awarii tylko jednego transformatora. Wprowadzając punktową skalę ocen i dostosowując instrukcje eksploatacji transformatorów do standardów metody TrafoGrade możliwe jest ograniczenie kosztów związanych z okresową diagnostyką. Indywidualne podejście do danej jednostki umożliwia ograniczenie zakresu badań w przypadku transformatorów znajdujących się grupie eksploatacji U, a także racjonalizację zakresu koniecznych pomiarów w grupie N i S.