TrafoGrade – Zarządzanie transformatorami

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).

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.

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

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

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.
ENERGO-COMPLEX stosuje nowatorską metodę identyfikacji osadów na izolacji stałej transformatorów. Jest ona rezultatem studiów nad procesami elektrycznymi i chemicznymi towarzyszącymi osiadaniu osadów. Tworzenie się szlamów na powierzchni izolacji w zasadniczy sposób zmienia morfologię granicy faz „olej-preszpan”. Zmiany te wpływają na odpowiedź dielektryczną izolacji i można je obserwować za pomocą pomiarów RVM. Natomiast, zasadniczo nie wpływają one na przewodnictwo stałoprądowe preszpanu. Analiza wyników pomiarów RVM oraz konduktywności stałoprądowej celulozy zawartej w izolacji transformatora za pomocą skojarzonego pomiaru „RVM-PDC”, po uwzględnieniu fizyko-chemicznych właściwości oleju pozwala na identyfikację obecności osadów bez konieczności rewizji wewnętrznej transformatora. Zaletą stosowanego przez ENERGO-COMPLEX sposobu identyfikacji osadów jest jego duża czułość i skuteczność, a także prostota w realizacji. Natomiast świadomość obecności osadów na izolacji jest szczególnie przydatna przy planowaniu remontów i modernizacji transformatorów po długim okresie eksploatacji. Bowiem pozwala bardziej rzetelnie ocenić rzeczywisty stan techniczny przy znacznej oszczędności nakładów finansowych.

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.

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)

1. DGA
2. Zawilgocenie
3. 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)

1. Wymiana oleju
2. Suszenie izolacji
3. Czas eksploatacji bez remontu

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

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.