Zima rzadko przychodzi z hukiem.

Częściej wchodzi po cichu.

Najpierw kilka chłodnych poranków.

Potem wilgoć, która nie znika nawet w południe.

A na końcu drobne sygnały, które łatwo zignorować. Transformator pracuje. Parametry jeszcze mieszczą się w normie. Nic nie wyje. Nic nie iskrzy. I właśnie wtedy zaczyna się problem.

Kondensacja pary wodnej w zbiorniku transformatora nie daje spektakularnych objawów.

Nie wyłącza sieci jednego dnia. Nie wysyła alarmu SMS. Ona działa jak powolna korozja zaufania. Zbierając się na ściankach zbiornika, w papierowej izolacji i w oleju, systematycznie obniża wytrzymałość elektryczną układu.

To temat, który wraca każdej zimy. I niemal zawsze wtedy, gdy jest już za późno.

Od lat pracujemy z transformatorami średniego napięcia w realnych warunkach eksploatacji.

Widzieliśmy transformatory, które elektrycznie były dobrane poprawnie, spełniały wymagania EcoDesign Tier 2, miały kompletną dokumentację i nowy olej.

A mimo to po dwóch lub trzech sezonach zimowych zaczynały sprawiać problemy.

Wspólnym mianownikiem bardzo często była wilgoć.

Kondensacja pary wodnej nie jest defektem produkcyjnym. Jest zjawiskiem fizycznym.

Ten tekst jest dla wszystkich, którzy chcą zrozumieć, co naprawdę dzieje się w zbiorniku transformatora zimą i jak temu przeciwdziałać, zanim cichy zabójca zacznie liczyć straty.

Po lekturze będziesz wiedzieć, skąd bierze się woda w transformatorze, dlaczego zimą problem się nasila, jakie są realne konsekwencje dla izolacji i jak projektowo oraz eksploatacyjnie ograniczyć ryzyko.

Czas czytania: 12 minut

Skąd bierze się para wodna w zbiorniku transformatora

Powietrze zawsze zawiera wodę.

Nawet wtedy, gdy wydaje się suche.

Wilgotność względna to nie abstrakcyjny parametr z prognozy pogody. To realna ilość pary wodnej, która może skroplić się, gdy temperatura spadnie.

Zbiornik transformatora jest zamkniętą przestrzenią, ale rzadko jest idealnie szczelny w sensie fizyki. Nawet konstrukcje hermetyczne mają mikrozjawiska dyfuzji.

Do tego dochodzą momenty otwierania, transport, montaż, napełnianie olejem i prace serwisowe.

Jeżeli do wnętrza zbiornika dostanie się powietrze o określonej wilgotności, a następnie nastąpi spadek temperatury ścian zbiornika, para wodna zaczyna się skraplać.

Punkt rosy bywa osiągany szybciej, niż się spodziewamy.

Zimą ten mechanizm działa bezlitośnie.

W dzień transformator pracuje, olej się nagrzewa, a powietrze wewnątrz zwiększa swoją zdolność do przenoszenia wilgoci.

W nocy wszystko stygnie.

Para wodna szuka najchłodniejszej powierzchni.

Najczęściej są to górne partie zbiornika i elementy konstrukcyjne.

Dlaczego zima jest katalizatorem problemu

Zima to sezon dużych amplitud temperatur. Różnica kilkunastu stopni między dniem a nocą nie jest niczym nadzwyczajnym. Dla transformatora oznacza to cykliczne oddychanie objętości oleju i powietrza.

Kluczowym pojęciem jest tutaj punkt rosy. To temperatura, przy której powietrze o danej wilgotności względnej przestaje być w stanie utrzymać parę wodną w stanie gazowym.

Dla przykładu powietrze o wilgotności względnej 60 % w temperaturze 20° C osiąga punkt rosy już przy około 12 stopniach.

To oznacza, że każda powierzchnia chłodniejsza niż ten próg staje się miejscem kondensacji.

Ściany zbiornika transformatora zimą bardzo często mają temperaturę znacznie niższą niż powietrze wewnątrz. Szczególnie górne partie zbiornika, pokrywy oraz elementy konstrukcyjne wystające ponad poziom oleju. To tam para wodna skrapla się w pierwszej kolejności.

W transformatorach oddychających każde ochłodzenie oznacza zassanie powietrza z zewnątrz. Jeżeli osuszacz powietrza jest zużyty, źle dobrany albo po prostu zapomniany, do wnętrza trafia wilgoć. Przy temperaturach bliskich zera zdolność powietrza do magazynowania pary wodnej gwałtownie spada, więc kondensacja zachodzi niemal natychmiast.

W transformatorach hermetycznych zjawisko wygląda subtelniej, ale nadal istnieje. Olej zmienia objętość wraz z temperaturą.

Przy spadku temperatury o 20° C objętość oleju może zmniejszyć się o około 1 %.

W zbiorniku o pojemności kilku tysięcy litrów oznacza to realne zmiany ciśnienia i pracy uszczelnień.

Wilgoć nie wchodzi drzwiami, ale wchodzi oknem fizyki. Dyfuzja pary wodnej przez materiały uszczelniające jest powolna, lecz niezerowa. Zima daje jej czas i sprzyjające warunki.

Dodatkowo zimą transformator często pracuje z większym obciążeniem. Pompy ciepła, ogrzewanie elektryczne, infrastruktura ładowania pojazdów. Więcej ciepła w dzień, więcej chłodu w nocy.

Idealne warunki do kondensacji.

Co dzieje się z wodą po skropleniu

Woda w zbiorniku transformatora nie zachowuje się jak kałuża na betonie. Jej los zależy od wielu czynników.

Część skroplonej wody spływa po ściankach zbiornika i trafia do oleju.

Olej transformatorowy ma ograniczoną zdolność rozpuszczania wody.

W temperaturze około 20° C jest to rząd kilkudziesięciu ppm*.

*ppm = części na milion - odpowiada 1 miligramowi na litr substancji (mg/l) lub 1 miligramowi na kilogram (mg/kg) wody

Nadmiar wody migruje do izolacji papierowej. A papier elektroizolacyjny działa jak gąbka. Raz wchłonięta wilgoć bardzo trudno z niego wychodzi.

Każdy procent zawartości wody w papierze dramatycznie obniża jego wytrzymałość elektryczną i przyspiesza starzenie. To nie jest proces liniowy. To krzywa, która nagle zaczyna pikować.

Olej i wilgoć. Toksyczny duet

Olej transformatorowy pełni dwie kluczowe funkcje. Izoluje i chłodzi. Wilgoć uderza w obie naraz.

Rozpuszczalność wody w oleju transformatorowym silnie zależy od temperatury.

W temperaturze 20° C typowy olej mineralny jest w stanie rozpuścić około 30 do 50 ppm.

Przy 60° C ta wartość może wzrosnąć nawet trzykrotnie.

To oznacza, że w ciągu dnia olej wchłania wilgoć, a w nocy, gdy temperatura spada, nadmiar wody zaczyna się wytrącać.

Już niewielki wzrost zawartości wody w oleju powoduje spadek napięcia przebicia.

Przy poziomie 20 ppm napięcie przebicia może wynosić ponad 60 kV.

Przy 40 ppm spada często poniżej 40 kV.

To różnica, która w warunkach zwarciowych decyduje o przeżyciu lub porażce izolacji.

Zimą zdradliwy jest efekt pozornej poprawy.

Pobierając próbkę oleju w niskiej temperaturze, można uzyskać wynik wskazujący niższą zawartość wody rozpuszczonej. Część wilgoci znajduje się wtedy już w papierze lub w postaci mikrokropelek, których standardowe badania nie zawsze wychwytują.

Do tego dochodzi przyspieszone starzenie oleju.

W obecności wody i podwyższonej temperatury rośnie tempo reakcji chemicznych.

Tworzą się kwasy. Zwiększa się liczba kwasowa.

Olej traci swoje właściwości szybciej, niż przewiduje IEEE.

Badania oleju zimą - 3 kluczowe metody

Zimą badania oleju wymagają szczególnej ostrożności interpretacyjnej.

Kluczowe stają się trzy narzędzia.

Pierwszym jest oznaczenie zawartości wody metodą Karla Fischera.

Wynik należy zawsze odnosić do temperatury oleju w momencie pobrania próbki oraz do historii pracy transformatora. Niski wynik ppm w zimnej próbce nie oznacza, że wilgoci nie ma. Może oznaczać, że już opuściła olej.

Drugim narzędziem jest analiza gazów rozpuszczonych, czyli DGA.

Obecność wodoru i tlenku węgla w podwyższonych stężeniach przy braku klasycznych gazów zwarciowych bywa pierwszym sygnałem degradacji papieru izolacyjnego spowodowanej wilgocią.

Trzecim elementem jest obserwacja trendów, a nie pojedynczych punktów.

Zimą szczególnie istotne jest porównywanie wyników z różnych pór roku.

Skoki zawartości wody między latem a zimą mówią więcej niż absolutna wartość.

Analiza oleju transformatorowego pozwala wykryć skutki kondensacji pary wodnej zanim doprowadzi ona do degradacji. Tego typu analizy pozwalają wykryć zagrożenia dla izolacji jeszcze przed wystąpieniem awarii zimą. Photo CC: Freepik/13628

Transformator nie psuje się w dniu badania. On opowiada historię, którą trzeba umieć przeczytać.

Izolacja papierowa. Najsłabsze ogniwo

Na pierwszy rzut oka izolacja papierowa wydaje się elementem drugoplanowym.

Nie widać jej na zewnątrz, nie ma parametrów, które łatwo sprzedać w tabeli, nie robi wrażenia jak moc czy sprawność. A jednak to właśnie ona bardzo często wyznacza realny koniec życia transformatora.

Papier elektroizolacyjny starzeje się z definicji.

Proces depolimeryzacji celulozy zachodzi zawsze, nawet w idealnych warunkach.

Problem zaczyna się wtedy, gdy do gry wchodzi wilgoć. Nawet niewielki wzrost zawartości wody w papierze działa jak katalizator starzenia. Przyjmuje się, że każde podwojenie wilgotności papieru znacząco przyspiesza degradację łańcuchów celulozy.

Co to oznacza w praktyce inżynierskiej?

Spadek wytrzymałości mechanicznej uzwojeń. Papier przestaje pełnić rolę stabilnego dystansu, a uzwojenia tracą odporność na siły elektrodynamiczne pojawiające się przy zwarciach.

Transformator może pracować poprawnie przez lata, aż do momentu pierwszego poważnego testu sieciowego. Wtedy słaba izolacja nie pęka spektakularnie. Ona po prostu nie wytrzymuje.

Wilgoć nie jest awarią. Jest procesem.

Cichym zabójcą, który nie niszczy od razu, ale systematycznie odbiera transformatorowi margines bezpieczeństwa. I właśnie dlatego izolacja papierowa bywa najsłabszym ogniwem całego układu.

Nie dlatego, że jest zła, lecz dlatego, że jest bezlitosna wobec zaniedbań.

Transformator hermetyczny czy z konserwatorem? Różnice w ryzyku wilgoci

W zimie transformator szybko zdradza, z jakiej jest szkoły konstrukcyjnej.

Hermetyczny z definicji ogranicza kontakt z powietrzem zewnętrznym.

Olej, przestrzeń gazowa i zbiornik tworzą zamknięty układ. Dla wilgoci to sytuacja trudna. Nie ma drzwi obrotowych, nie ma codziennego zapraszania pary wodnej do środka. To ogromna przewaga w sezonie grzewczym.

Ale hermetyczny nie jest magiczną kapsułą próżniową.

To nadal stal, uszczelnienia i ludzie na montażu. Jeden źle dokręcony króciec, jedna uszczelka założona w wilgotny dzień i wilgoć ma abonament na lata. Bez osuszacza, bez wentyla, bez drogi ewakuacji. Cisza, spokój i bardzo długie konsekwencje.

Konstrukcje z konserwatorem oleju działają inaczej.

Tutaj objętość oleju kompensowana jest przez kontakt z powietrzem atmosferycznym.

To rozwiązanie znane, sprawdzone i nadal powszechne. Tyle że zimą wymaga charakteru.

Osuszacz powietrza nie jest dekoracją. To ochroniarz na bramce. Jeśli śpi, wilgoć wchodzi bez pytania. A zimą osuszacz męczy się szybciej niż latem. Żel traci skuteczność, kolory potrafią kłamać, a każde nocne wychłodzenie to kolejna porcja wilgoci zasysanej do środka.

W skrócie wygląda to tak. W hermetycznym odpowiada projekt i montaż. W transformatorze z konserwatorem odpowiada eksploatacja. Fizyka jest bezstronna, ale bardzo skrupulatna.

Dlatego wybór nie powinien zaczynać się od pytania który jest lepszy, tylko kto będzie o niego dbał zimą.

Ten temat rozbieraliśmy już szerzej tutaj:

Transformator z konserwatorem czy hermetyczny - kiedy który ma sens?

Bo para wodna nie ma ulubionej technologii.

Ona po prostu sprawdza, gdzie może wejść bez pukania.

Typowe błędy montażowe

Wilgoć bardzo rzadko jest winą samego urządzenia.

Częściej jest efektem drobnych zaniedbań:

✖ Otwieranie zbiornika w wilgotnych warunkach bez zabezpieczenia.

✖ Długotrwałe pozostawienie transformatora bez oleju.

✖ Transport i magazynowanie na otwartym placu bez osłon.

✖ Brak nagrzewania przed uruchomieniem zimą.

Każdy z tych elementów osobno wydaje się niegroźny. Razem budują idealne środowisko dla kondensacji.

Objawy, które łatwo zignorować

Pierwsze sygnały obecności wilgoci są subtelne:

✖ Niewielkie zmiany parametrów oleju.

✖ Delikatny wzrost tangensa delta.

✖ Minimalne obniżenie napięcia przebicia.

Często trafiają do raportu z badań okresowych i zostają tam na lata. Bez reakcji (✖!)

Bo transformator przecież działa. Problem polega na tym, że fizyka nie czyta raportów.

Jak ograniczyć ryzyko kondensacji

Nie da się całkowicie wyeliminować wilgoci.

Ale da się nią zarządzać.

Projektowo warto stawiać na konstrukcje hermetyczne.

Dbać o odpowiednie rezerwy objętości oleju i rozwiązania ograniczające wahania temperatury.

Eksploatacyjnie kluczowa jest dyscyplina.

Kontrole, badania oleju, reagowanie na odchylenia.

Zimą szczególnego znaczenia nabiera sposób rozruchu.

Stopniowe obciążanie.

Unikanie gwałtownych cykli grzania i chłodzenia.

Nowoczesne podejście do transformatorów SN

Współczesne transformatory projektuje się z myślą o takich scenariuszach.

Zima zawsze przyjdzie.

Kondensacja pary wodnej nie robi hałasu.

Nie świeci się na czerwono.

Ale zostawia ślad w każdym sezonie.

Świadome projektowanie, poprawny montaż i uważna eksploatacja pozwalają ten ślad zatrzeć, zanim zamieni się w kosztowną awarię.

Dlatego coraz częściej wybór transformatora przestaje być tylko decyzją o mocy i napięciu.

Staje się decyzją o odporności na realne warunki pracy.

Jeśli rozważasz zakup lub wymianę transformatora nasza aktualna oferta transformatorów olejowych została zaprojektowana właśnie z myślą o takich scenariuszach, gdzie wilgoć, zmienność temperatur i sezonowość obciążenia są normą, a nie wyjątkiem.

Uzupełnieniem są transformatory suche, tam gdzie warunki środowiskowe lub charakter instalacji wymagają innego podejścia.

Zapraszamy również do społeczności Energeks na LinkedIn, gdzie regularnie dzielimy się wiedzą z branży elektroenergektycznej.

Źródła:

IEEE Power and Energy Society. Moisture effects in oil filled transformers.

CIGRE Technical Brochures on transformer insulation ageing.

IEC publications on insulating liquids and moisture management.

Cover Photo: Freepik/2148635097