W tym artykule wyjaśniamy, czym są wyładowania niezupełne, dlaczego powstają, jakie mogą dawać objawy oraz jak się je mierzy. Pokażemy również, dlaczego sama wartość w pikokulombach nie wystarcza do oceny ryzyka.

Światło działa.

Lodówka chłodzi.

Czajnik gotuje wodę.

Nic nie iskrzy, nic nie dymi, nikt nie biegnie po gaśnicę.

Można uznać, że wszystko jest w porządku.

A teraz wyobraź sobie, że w jednym gniazdku pojawia się bardzo małe, prawie niezauważalne iskrzenie. Nie za każdym razem. Czasami przy większym obciążeniu.

Czasami wtedy, gdy w mieszkaniu jest wilgotno. Czasami tylko przez ułamek sekundy.

Czy nadal uznasz, że problemu nie ma?

Prawdopodobnie nie.

W transformatorze podobną rolę mogą odgrywać wyładowania niezupełne, znane jako PD, czyli partial discharge. Są małe, krótkotrwałe i często niewidoczne podczas standardowej kontroli.

Nie powodują od razu spektakularnego przebicia ani natychmiastowego wyłączenia urządzenia.

Zamiast tego stopniowo osłabiają izolację.

Trochę jak nieszczelność w dachu. Jedna kropla nie zniszczy budynku. Jeśli jednak kapie codziennie, przez wiele miesięcy, konstrukcja zaczyna nasiąkać. Pojawia się wilgoć, pleśń, uszkodzenia materiału i coraz większy rachunek za remont.

Z wyładowaniami niezupełnymi jest podobnie. Pojedynczy impuls nie musi oznaczać katastrofy. Powtarzające się impulsy mogą jednak wskazywać, że wewnątrz transformatora pracuje mały, niewidoczny mechanizm degradacji.

I właśnie dlatego PD warto wykrywać wtedy, gdy transformator nadal działa.

Materiał jest przeznaczony dla osób odpowiedzialnych za utrzymanie transformatorów, stacji transformatorowych, rozdzielnic oraz instalacji przemysłowych. Przyda się także projektantom, inwestorom i wszystkim, którzy chcą lepiej rozumieć, co dzieje się w izolacji urządzeń wysokiego i średniego napięcia.

Po lekturze łatwiej będzie odpowiedzieć na pytania:

Czy każde PD oznacza awarię?

Które objawy powinny wzbudzić czujność?

Czym różni się pomiar offline od monitoringu online?

Dlaczego analiza oleju nie zastępuje pomiaru PD?

Jak odróżnić rzeczywiste wyładowanie od zakłócenia?

Co zrobić, gdy wyniki zaczynają się pogarszać?

Czas czytania: około 9 minut.

Wyładowanie niezupełne, czyli mała iskra z dużym potencjałem

Transformator pracuje dzięki kontrolowanemu przepływowi energii pomiędzy uzwojeniami. Izolacja oddziela elementy znajdujące się pod różnymi potencjałami i pilnuje, aby prąd płynął tam, gdzie powinien.

W idealnych warunkach pole elektryczne rozkłada się równomiernie. Izolacja zachowuje swoje właściwości, a urządzenie pracuje bez niepożądanych zjawisk.

Rzeczywistość jest mniej elegancka.

W materiale izolacyjnym mogą znajdować się niewielkie pustki gazowe. Mogą powstać rozwarstwienia, mikropęknięcia, zanieczyszczenia albo miejsca o nieprawidłowej geometrii. Czasami problem wynika ze starzenia, wilgoci, naprężeń mechanicznych albo niekorzystnych warunków pracy.

W takim punkcie natężenie pola elektrycznego może stać się lokalnie zbyt wysokie. Dochodzi wtedy do krótkiego wyładowania.

Nie obejmuje ono całej drogi pomiędzy elektrodami. Dlatego mówimy o wyładowaniu niezupełnym.

To trochę jak iskra przeskakująca w zużytej ładowarce. Nie dochodzi jeszcze do całkowitego zwarcia, ale materiał już dostaje sygnał, że jego najlepsze lata mogą powoli odchodzić do historii.

W transformatorze pojedyncze wyładowanie trwa bardzo krótko. Problemem jest częstotliwość powtarzania oraz miejsce, w którym zjawisko występuje. Jeśli impulsy pojawiają się w obszarze krytycznej izolacji, mogą stopniowo niszczyć materiał i tworzyć ścieżki, po których później łatwiej rozprzestrzeniają się kolejne wyładowania.

Gdzie w transformatorze mogą pojawić się wyładowania?

Wyładowania niezupełne nie potrzebują wielkiej dziury ani widocznego uszkodzenia.

Czasami wystarczy mikroskopijna przestrzeń, w której lokalne warunki elektryczne różnią się od warunków w pozostałej części izolacji.

Jednym z typowych miejsc są pustki gazowe w izolacji stałej.

Gaz ma niższą wytrzymałość elektryczną niż dobrze wykonana izolacja papierowa, żywiczna lub olejowa. W niewielkiej pustce może więc powstać wyładowanie, choć cała struktura izolacyjna nadal pozornie działa poprawnie.

Można to porównać do chodnika.

Większość jego powierzchni jest stabilna, ale pod jednym fragmentem zapadła się niewielka przestrzeń. Przechodzień może tego nie zauważyć. Samochód również przejedzie bez problemu. Każde kolejne obciążenie będzie jednak pogłębiać uszkodzenie.

Problem może pojawić się również przy ostrych krawędziach, niewłaściwie wykonanych połączeniach i miejscach, w których pole elektryczne skupia się bardziej niż powinno.

W projektowaniu układów wysokiego napięcia geometria ma ogromne znaczenie.

Ostry element przewodzący może działać podobnie jak czubek pinezki przy nacisku. Siła nie rozkłada się równomiernie. Koncentruje się na bardzo małej powierzchni.

W polu elektrycznym oznacza to lokalne zwiększenie naprężenia.

Wyładowania mogą być także związane z rozwarstwieniami.

Jeśli pomiędzy elementami izolacji powstanie szczelina, zmienia się sposób rozkładu pola. Materiał nie pracuje już jako jednolita bariera.

Z czasem może powstać miejsce, w którym aktywność PD będzie się powtarzać przy każdym cyklu napięcia.

Wilgoć również ma tutaj wiele do powiedzenia. Izolacja papierowa pod wpływem wilgoci traci część swoich właściwości, a procesy starzeniowe mogą przyspieszać.

W transformatorach olejowych wilgoć przemieszcza się pomiędzy olejem a izolacją stałą w zależności od temperatury i warunków pracy.

Dlatego transformator nie zawsze zachowuje się tak samo w każdych warunkach.

Ten sam układ może wykazywać inną aktywność przy niskiej temperaturze, inną przy wysokim obciążeniu, a jeszcze inną po długim okresie pracy w wilgotnym środowisku.

Dlaczego PD długo pozostaje niezauważone?

Wyładowania niezupełne mają jedną wyjątkowo niezręczną cechę: potrafią rozwijać się bez widowiskowych objawów.

Transformator może nadal prawidłowo przekazywać energię.

Napięcia mogą mieścić się w dopuszczalnych granicach. Temperatura może wyglądać normalnie. Zabezpieczenia nie muszą reagować.

To trochę jak z samochodem, który traci powietrze z opony bardzo powoli.

Przez kilka dni kierowca niczego nie zauważa. Samochód jedzie. Kierownica działa. Radio gra. Dopiero po czasie pojawia się informacja, że coś jest nie tak.

W przypadku transformatora pierwszym sygnałem może być zmiana wyników analizy oleju, wzrost liczby impulsów rejestrowanych przez system monitoringu albo pojawienie się nietypowego wzoru w pomiarze fazowym.

Czasami można zaobserwować charakterystyczny dźwięk, lokalne drgania albo zmiany parametrów urządzeń pomocniczych. Nie są to jednak objawy występujące zawsze. Brak słyszalnego hałasu nie oznacza braku PD.

Człowiek słyszy część częstotliwości. Aparatura pomiarowa może rejestrować zjawiska trwające nanosekundy. To trochę tak, jakby próbować oceniać pracę serwera, słuchając, czy komputer wydaje odpowiedni dźwięk. Jeśli nic nie słychać, nie znaczy to jeszcze, że wszystko działa idealnie.

Najbardziej wartościowe są więc nie pojedyncze obserwacje, lecz dane zbierane w czasie.

Jeżeli wynik pomiaru pozostaje stabilny, sytuacja może być mniej niepokojąca niż w przypadku urządzenia, w którym aktywność stopniowo rośnie. Trend pokazuje kierunek. Pojedyncza liczba pokazuje tylko moment.

Analiza DGA, czyli czego można dowiedzieć się z oleju?

W transformatorach olejowych ważnym narzędziem diagnostycznym jest analiza gazów rozpuszczonych w oleju, znana jako DGA.

W czasie niektórych procesów zachodzących wewnątrz transformatora powstają gazy. Ich rodzaj i proporcje mogą dostarczyć informacji o możliwym przegrzewaniu, łukach elektrycznych, starzeniu izolacji lub aktywności wyładowań.

Olej można w tym przypadku potraktować jak kronikę urządzenia.

Nie opisuje każdego zdarzenia z dokładnością do minuty, ale zachowuje ślady procesów, które zachodziły wewnątrz kadzi.

DGA jest bardzo przydatne, jednak nie powinno być traktowane jako bezpośredni zamiennik pomiaru PD.

Analiza oleju może zasugerować, że w transformatorze występuje zjawisko elektryczne.

Nie zawsze pokaże jednak jego dokładną lokalizację. Nie powie również wszystkiego o częstotliwości impulsów, ich fazowym rozmieszczeniu ani o tym, czy źródło znajduje się przy przepuście, uzwojeniu, połączeniu czy innej części izolacji.

Najlepsze efekty przynosi łączenie danych. Jeśli DGA wskazuje na aktywność elektryczną, a pomiar PD pokazuje powtarzalny wzorzec impulsów, diagnoza staje się bardziej wiarygodna. Jeśli dodatkowo metoda akustyczna albo UHF wskazuje konkretny obszar, można precyzyjniej zaplanować kolejne działania.

Jedno badanie jest wskazówką. Kilka zgodnych badań zaczyna tworzyć historię.

Jak mierzy się wyładowania niezupełne?

Podstawą klasycznych pomiarów jest metoda elektryczna opisana w normie IEC 60270. Aktualna norma IEC 60270:2025 dotyczy pomiarów ładunkowych wyładowań niezupełnych przy napięciach przemiennych do 500 Hz oraz przy napięciu stałym. Opisuje między innymi wielkości pomiarowe, układy badawcze, kalibrację i sposoby odróżniania wyładowań od zakłóceń zewnętrznych. IEC 60270:2025

Jednym z najczęściej stosowanych parametrów jest tak zwany ładunek pozorny, wyrażany w pikokulombach, czyli pC.

Warto tutaj zachować ostrożność. Ładunek pozorny nie jest prostym pomiarem energii całego procesu. To wartość wyznaczana na podstawie odpowiedzi określonego układu pomiarowego na impuls wyładowania.

Można porównać ją do pomiaru hałasu w budynku. Mikrofon ustawiony przy ścianie zarejestruje inną wartość niż mikrofon umieszczony bezpośrednio przy źródle dźwięku. Jeśli dodatkowo zmienimy akustykę pomieszczenia, wyniki również będą się różnić.

Podobnie działa pomiar PD. Na wynik wpływa konstrukcja transformatora, odległość od źródła, sposób podłączenia aparatury, ekranowanie, impedancja układu oraz poziom zakłóceń.

Ważny jest również wykres PRPD, czyli rozkład impulsów względem fazy napięcia. Pozwala on analizować, w których częściach cyklu napięcia pojawiają się wyładowania.

Taki obraz może pomóc rozpoznać typ zjawiska. Wyładowania wewnętrzne, powierzchniowe, koronowe i zakłócenia zewnętrzne często tworzą odmienne wzorce.

Nie należy jednak traktować wykresu PRPD jak automatu, który po jednym spojrzeniu wypowiada wyrok. Interpretacja wymaga porównania z innymi parametrami i znajomości konkretnego urządzenia.

Pomiar offline i online, czyli badanie kontrolne oraz monitoring na żywo

Pomiar offline wykonuje się po wyłączeniu transformatora. Urządzenie jest odseparowane od sieci, a warunki badania można kontrolować.

To przypomina przegląd samochodu w warsztacie. Mechanik może podnieść pojazd, sprawdzić elementy od spodu, podłączyć aparaturę i wykonać test w warunkach, w których wiele zmiennych pozostaje pod kontrolą.

W przypadku pomiaru offline można stopniowo zwiększać napięcie, określić napięcie inicjacji PD, obserwować intensywność wyładowań oraz sprawdzić napięcie, przy którym aktywność zanika.

Takie badanie dostarcza cennych informacji, szczególnie po wyprodukowaniu transformatora, po naprawie albo przed oddaniem urządzenia do pracy.

Ma jednak ograniczenie. Transformator nie pracuje wtedy w swoim codziennym środowisku. Nie występuje rzeczywiste obciążenie, wszystkie zakłócenia sieciowe mogą być inne, a temperatura i warunki pracy różnią się od tych, które występują podczas eksploatacji.

Pomiar online pozwala obserwować transformator podczas normalnej pracy. Czujniki mogą rejestrować impulsy wysokoczęstotliwościowe, sygnały w przewodach uziemiających albo fale elektromagnetyczne.

To przypomina obserwację samochodu podczas codziennej jazdy. Można zobaczyć, jak zachowuje się przy przyspieszaniu, pod obciążeniem, w korku i na długiej trasie. Badanie warsztatowe jest ważne, ale codzienna praca ujawnia czasami rzeczy, których nie widać na stanowisku.

Monitoring online pozwala rejestrować zmiany aktywności podczas wzrostu obciążenia, przełączeń, zmian temperatury i zakłóceń w systemie.

Jego wyzwaniem jest hałas pomiarowy. W pobliżu transformatora pracują rozdzielnice, falowniki, przekładniki, systemy automatyki oraz inne urządzenia. Każde może generować sygnały przypominające PD.

Dlatego system online powinien analizować nie tylko amplitudę, lecz także czas wystąpienia impulsu, powtarzalność, zależność od fazy, różnice pomiędzy czujnikami oraz kierunek zmian.

UHF, pomiary akustyczne i HFCT

Klasyczny pomiar elektryczny informuje, że w układzie występuje określona aktywność. W wielu przypadkach potrzebujemy jednak wiedzieć, gdzie dokładnie znajduje się jej źródło.

Jedną z metod pomocnych w lokalizacji jest UHF. Wyładowania generują impulsy elektromagnetyczne o wysokiej częstotliwości. Odpowiednie czujniki mogą rejestrować te impulsy w różnych punktach transformatora.

Jeżeli sygnał dociera do sensorów w różnym czasie, możliwe jest oszacowanie położenia źródła. To trochę jak ustalanie miejsca fajerwerku na podstawie różnicy pomiędzy momentem, w którym zobaczyliśmy błysk, a chwilą, w której dotarł do nas huk. W transformatorze wszystko dzieje się znacznie szybciej, ale zasada porównywania czasu pozostaje podobna.

Kolejną metodą są pomiary akustyczne. Wyładowanie niezupełne może generować falę mechaniczną rozchodzącą się przez olej i konstrukcję transformatora. Czujniki umieszczone na kadzi rejestrują sygnały, a ich porównanie pomaga wskazać obszar aktywności.

Tutaj można posłużyć się przykładem stukania w ścianę. Jeśli ktoś puka z jednej strony budynku, dźwięk będzie silniejszy w pobliżu źródła i słabszy dalej. Transformator jest oczywiście znacznie bardziej skomplikowanym obiektem niż ściana w mieszkaniu, ponieważ sygnały odbijają się od elementów konstrukcyjnych i mogą być tłumione po drodze.

Stosuje się również czujniki HFCT montowane na przewodach uziemiających. Rejestrują impulsy wysokoczęstotliwościowe związane z aktywnością wyładowań.

CIGRE wskazuje, że metody konwencjonalne i niekonwencjonalne mogą się uzupełniać.

Jedna metoda może wykryć sygnał, druga potwierdzić jego charakter, a trzecia pomóc określić lokalizację.

Czy wysoka wartość PD zawsze oznacza poważne zagrożenie?

To jedno z najczęstszych pytań i jednocześnie jedno z tych, na które trudno odpowiedzieć jednym zdaniem.

Wyładowania niezupełne ocenia się w kontekście. Poziom w pikokulombach jest ważny, ale nie mówi wszystkiego.

Znaczenie ma konstrukcja transformatora, rodzaj izolacji, napięcie znamionowe, miejsce występowania wyładowań i zachowanie sygnału przy zmianie napięcia.

Wyobraź sobie temperaturę ciała. Wynik 38 stopni może oznaczać coś innego u osoby dorosłej po wysiłku, coś innego u dziecka, a jeszcze coś innego w połączeniu z innymi objawami. Sama liczba jest istotna, lecz bez kontekstu pozostaje niepełna.

Podobnie jest z PD.

Transformator z umiarkowanym, stabilnym poziomem aktywności może wymagać obserwacji i dodatkowych badań. Transformator z niższym poziomem, który w ciągu kilku miesięcy wyraźnie się pogarsza, może stanowić większe wyzwanie diagnostyczne.

Niepokój powinny wzbudzić sytuacje, w których aktywność rośnie, pojawia się nowy wzorzec fazowy, zmienia się lokalizacja sygnału albo wyniki PD są zgodne z niekorzystnymi zmianami w analizie oleju.

Warto również pamiętać, że nie każdy impuls jest prawdziwym wyładowaniem wewnętrznym. Źródłem sygnału może być zakłócenie zewnętrzne, nieprawidłowe uziemienie, luźny element, praca pobliskiej aparatury lub błąd konfiguracji pomiaru.

Dlatego interpretacja wyniku powinna przypominać pracę dobrego detektywa. Jeden ślad jest ciekawy. Kilka śladów prowadzących w to samo miejsce zaczyna tworzyć dowód.

Jak PD niszczy izolację?

Wyładowanie niezupełne jest krótkie, ale może być agresywne.

Powtarzające się impulsy powodują lokalne oddziaływania cieplne, chemiczne i mechaniczne. W izolacji powstają mikrouszkodzenia, produkty rozkładu i obszary o niższej wytrzymałości.

Proces może przypominać pęknięcie w szybie samochodowej. Na początku jest małe i nie przeszkadza w jeździe. Jeśli jednak samochód regularnie przejeżdża po nierównych drogach, pęknięcie może się wydłużać i rozgałęziać.

W izolacji podobną rolę odgrywają cykle napięcia, temperatura, drgania oraz naprężenia elektromagnetyczne.

W pewnym momencie pojawiają się ścieżki, którymi kolejne wyładowania mogą rozprzestrzeniać się łatwiej. Uszkodzenie może obejmować coraz większy obszar, aż w końcu dojdzie do przebicia.

W transformatorach olejowych wyładowania mogą powodować rozkład oleju i powstawanie gazów. W izolacji papierowej może rozwijać się proces starzenia, który wpływa na jej wytrzymałość mechaniczną i elektryczną.

Najważniejsze jest to, że awaria często nie zaczyna się w dniu, w którym zadziałało zabezpieczenie. Zabezpieczenie może być ostatnim rozdziałem historii, która zaczęła się wiele miesięcy wcześniej od małych, ignorowanych impulsów.

Co zrobić po wykryciu aktywności PD?

Pierwszym krokiem jest potwierdzenie wyniku. Pomiar powinien zostać powtórzony albo uzupełniony inną metodą, szczególnie jeśli poziom zakłóceń był wysoki.

Następnie należy porównać wynik z wcześniejszymi pomiarami. Jeśli historia urządzenia nie jest dostępna, warto potraktować pierwszy pomiar jako punkt odniesienia dla kolejnych badań.

Kolejnym etapem jest określenie charakteru i lokalizacji aktywności. W zależności od sytuacji można zastosować pomiar UHF, metodę akustyczną, HFCT, dodatkową analizę DGA albo specjalistyczne badanie offline.

Dopiero wtedy można podejmować decyzje eksploatacyjne.

Czasami wystarczające będzie zwiększenie częstotliwości pomiarów. W innych przypadkach konieczne może być ograniczenie obciążenia, zaplanowanie przeglądu, sprawdzenie przepustów, analiza systemu uziemienia albo przygotowanie naprawy.

Jeśli źródło znajduje się w krytycznym obszarze izolacji i wykazuje rosnącą aktywność, dalsze użytkowanie transformatora wymaga szczególnie ostrożnej oceny.

Nie warto czekać na dym, zapach spalenizny ani efektowny błysk. Wtedy diagnostyka zamienia się w analizę przyczyn awarii, a możliwości planowania są znacznie mniejsze.

Diagnostyka i praktyka

Wyładowania niezupełne przypominają, że stan transformatora warto oceniać zanim problem stanie się awarią. Pojedynczy impuls nie zawsze oznacza konieczność natychmiastowego wyłączenia urządzenia. Zawsze jednak zasługuje na uwagę, szczególnie gdy jego poziom rośnie, zmienia się charakter sygnału albo wynik znajduje potwierdzenie w analizie oleju i innych badaniach diagnostycznych.

Właściwa decyzja wymaga kontekstu, historii pomiarów i znajomości konkretnego urządzenia. Liczy się poziom PD, jego trend, zależność od fazy napięcia, lokalizacja oraz wpływ warunków pracy.

Transformator może nadal działać, a jednocześnie wysyłać sygnały ostrzegawcze.

Tak jak samochód może jechać mimo powoli uchodzącego powietrza z opony.

Tak jak dach może wyglądać dobrze, choć w jednym miejscu zaczyna przepuszczać wodę.

Profesjonalna diagnostyka pozwala zareagować wcześniej i zaplanować kolejne działania z większym spokojem.

Właśnie w tym miejscu zaczyna się wartość dobrego partnerstwa.

Jeżeli planujesz nową stację transformatorową, modernizację istniejącej infrastruktury albo inwestycję obejmującą fotowoltaikę, magazyn energii lub elektromobilność, warto rozpocząć rozmowę od parametrów technicznych i rzeczywistych potrzeb projektu.

Sprawdź dostępne transformatory średniego napięcia

Dostępność urządzenia może skrócić drogę od decyzji inwestycyjnej do uruchomienia instalacji.

Zobacz trafo, jakie mamy dostępne od ręki.

Dobry transformator nie powinien być przypadkowym elementem zamówienia.

Powinien pasować do całego systemu, jego obciążenia, sposobu pracy i planowanego rozwoju.

Bo w energetyce najcenniejszy alarm to ten, który pojawia się wystarczająco wcześnie, aby można było spokojnie zaplanować reakcję.

A najlepsza współpraca zaczyna się jeszcze wcześniej, przy właściwym doborze urządzenia.

Źródła:

IEC 60270:2025, High voltage test techniques, Charge based measurement of partial discharges

CIGRE, Guidelines for partial discharge detection using conventional and unconventional methods

IEEE Guide for the Electrical Measurement of Partial Discharges in High Voltage Bushings and Instrument Transformers