Słowo wstępne

Byłem nauczycielem akademickim na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej ponad 50 lat. W latach 1990-1996 byłem dziekanem Wydziału. Równolegle pracuję (od 1997 r.) w Branżowym Ośrodku Badawczo-Rozwojowym Maszyn Elektrycznych Komel, który w 2013 r. na mocy Ustawy został przemianowany na Instytut Napędów i Maszyn Elektrycznych Komel, a od 2023 r. jest Centrum Napędów i Maszyn Elektrycznych w Sieci Badawczej Łukasiewicz-Górnośląski Instytut Technologiczny. Przez sześć czteroletnich kadencji byłem przewodniczącym Rady Naukowej w BOBRME i Instytucie Komel. Przez 30 lat byłem przewodniczącym Rady Naukowej i Redaktorem Naczelnym kwartalnika Maszyny Elektryczne - Zeszyty Problemowe wydawanego przez BOBRME i Instytut Komel. Od 1992 roku BOBRME Komel, a następnie Instytut Komel, a obecnie Ł-GIT, organizuje corocznie konferencję naukowo-techniczną "Problemy Eksploatacji Maszyn i Napędów Elektrycznych" PEMINE, do 2024 r. byłem przewodniczącym Rady Naukowej Konferencji i przedstawiałem referaty na sesjach.

Przez cały okres mojej pracy na Politechnice Śląskiej współpracowałem z przemysłem. Wykonywałem prace i ekspertyzy układów napędowych dla hut, kopalń, elektrowni i innych fabryk, w tym robiłem okresową diagnostykę układów izolacyjnych maszyn elektrycznych. Maszyny, o znacznym stopniu zużycia izolacji, według moich zaleceń, były regenerowane: wymieniano uzwojenia i był robiony remont komutatorów. Opracowałem metodę diagnostyki układów izolacyjnych maszyn elektrycznych napięciem stałym, która została wpisana do normy PN-98/E-04700. Urządzenia i układy elektryczne. Wytyczne przeprowadzenia pomontażowych badań odbiorczych i do Ramowej instrukcji eksploatacji generatorów synchronicznych, Wyd. Energopomiar-Elektryka 2009. Metoda jest stosowana przez firmy diagnostyczne.

W czasie budowy największej polskiej Huty Katowice byłem kierownikiem brygady rozruchowej tyrystorowych napędów elektrycznych na Wydziale Wielkich Pieców (1976-1977). Rozwiązywaliśmy wiele problemów. Na przykład w kilku silnikach prądu stałego skradziono tachoprądnice angielskie (w Polsce tachoprądnic nie produkowano, były to czasy PRL), nie było dolarów, aby kupić nowe i nie było polskich zamienników - musieliśmy zrobić analogi elektroniczne tachoprądnic, napięcia szaf tyrystorowych były inne niż silników, było wiele usterek sprzęgnięcia mechanicznego silników z maszyną roboczą i tachoprądnicą (jeśli była), które na bieżąco należało korygować. Moja brygada zadania rozruchowe wykonała wzorowo. Zaproponowano mi, abym został doradcą naukowym Głównego Energetyka ds. eksploatacji i remontu maszyn elektrycznych. Funkcję tę pełniłem, nie będąc na etacie, do czasu prywatyzacji Huty (2004 r.). W Hucie Katowice było zainstalowanych ok. 25 tys. maszyn elektrycznych, transformatorów i dławików różnych firm, różnych rodzajów i różnej wielkości, największe silniki synchroniczne miały moc znamionową 20 MW, a najmniejsze asynchroniczne kilka kilowatów. W Hucie Katowice bezpośrednio współpracowałem z osobami kompetentnymi: zastepcą głównego energetyka ds. elektrycznych Kazimierzem Lechowiczem, następnie Czesławem Rejem i z kierownikiem Zakładu Remontów Elektrycznych Mieczysławem Jakubcem. Współpraca ta była dla mnie poligonem doświadczalnym w zakresie eksploatacji transformatorów i maszyn elektrycznych.

Praca transformatora i maszyny elektrycznej rozpoczyna się od załączenia do sieci elektroenergetycznej SEE. Każde załączenie do SEE transformatora i maszyny elektrycznej zaczyna się od stanu nieustalonego, a wyłączenie napięcia powoduje chwilowy wzrost napięcia (przepięcie) i zanikanie napięcia do zera. Stany nieustalone oddziałują niekorzystnie na uzwojenia, łożyska i komutatory. Prąd rozruchowy generuje siłę dynamiczną, która degraduje łożyska, wzbudza drgania i wraz z liczbą załączeń powoduje poluzowanie mocowania uzwojeń. Temperatura, zmienne naprężenia i przepięcia wyłączeniowe mają udział w degradacji układów izolacyjnych uzwojeń, komutatorów i podzespołów mechanicznych.

Większość awarii transformatorów i maszyn elektrycznych, które poznałem, wywodziło się z pracy w stanie nieustalonym, dlatego w książce na eksploatację transformatorów i maszyn elektrycznych starałem się spojrzeć oczami osoby odpowiedzialnej za ich niezawodną pracę. W analizie przyczyn awarii starałem się przedstawić przede wszystkim fizykę zjawiska skutkującego awarią. Wzory matematyczne i równania są podawane tylko w zakresie koniecznym do ilustracji omawianego problemu.

Stany nieustalone transformatorów i maszyn elektrycznych opisywane w literaturze mają spojrzenie akademickie i ograniczają się do zaburzeń standardowych, na przykład załączenie transformatora, rozruch silnika, zwarcie generatora. W eksploatacji gama przypadków stanów nieustalonych jest szersza i wynika z: niezadziałania zabezpieczenia, pomyłki obsługi, przypadkowego uszkodzenia kabla (przewodu), niesprawnej aparatury łączeniowej, chwilowego zaniku napięcia zasilania, pracy niesymetrycznej.

Funkcjonowanie każdego zakładu produkcyjnego determinują transformatory i maszyny elektryczne. Każda awaria transformatora bądź maszyny elektrycznej w czasie pracy przynosi dla firmy straty produkcyjne, nie licząc kosztów naprawy bądź wymiany transformatora (maszyny) na nowy. Jeśli firma ma odpowiednie ubezpieczenie, to przynajmniej część kosztów ponosi ubezpieczyciel, przy czym często roszczenia mają swój finał w Sądzie.

Serdecznie dziękuję dr. inż. Andrzejowi Boboniowi, emerytowanemu nauczycielowi akademickiemu Politechniki Śląskiej, za przeczytanie i korektę merytoryczną tekstu. Dziękuję kolegom współpracownikom w CNiME, Ł-GIT za wieloletnią współprace, a w szczególności dyrektorowi Stanisławowi Gawronowi i kierownikowi Grupy Badawczej Obwody Elektromagnetyczne Tomaszowi Wolnikowi. Dziękuję Wydawcy Adamowi Filutowskiemu za przyjęcie książki i jej wydanie w Wydawnictwie Naukowym PWN, pani Redaktor Marii Kasperskiej za ostateczne zredagowanie tekstu książki i panu Adamowi Kowalskiemu za koordynację prac nad książką. Dziękuję również Działowi Produkcji PWN za sformatowanie tekstu oraz komputerowe wykonanie moich odręcznych rysunków.

Książkę adresuję do osób pracujących w firmach produkcyjnych i odpowiedzialnych za utrzymanie ruchu. Jeśli książka ta zwiększy ich wiedzę o ewentualnych zagrożeniach eksploatowanych transformatorów i maszyn elektrycznych i przyczyni się do zmniejszenia awarii transformatorów i maszyn elektrycznych, to będzie moja satysfakcja.

Autor

Gliwice, maj 2025

Rozdział 1Transformatory

Transformatory są podstawowymi urządzeniami systemu elektroenergetycznego (SEE). System elektroenergetyczny obejmuje obszar całego kraju i jest połączony z systemami krajów graniczących z Polską i tym samym z SEE Unii Europejskiej. Energia elektryczna od elektrowni do odbiorcy jest kilka razy transformowana. Transformatory determinują napięcia poszczególnych sieci w SEE. Do sieci są przyłączone odbiorniki energii elektrycznej. Sieć i przyłączone do sieci urządzenia oddziałują na transformatory, generując różnego rodzaje zaburzenia. Stany nieustalone transformatorów obejmują:

- załączenie transformatora do sieci elektroenergetycznej,

- zwarcia,

- wyłączenie prądu zwarcia,

- wyłączenie transformatora obciążonego,

- zaburzenia atmosferyczne napięcia sieci.

1.1. Załączenie transformatora w stanie jałowym do sieci

Założenie: transformator jest trójfazowy symetryczny, układ połączenia uzwojeń Yy, schemat zastępczy rysujemy dla jednej fazy (rys. 1.1a), dla stanu jałowego nie uwzględniamy rezystancji uzwojenia (R1 = 0) i reaktancji rozproszenia (L1? = 0), połączenie parametrów i jest szeregowe, przebieg napięcia jest sinusoidalny.

Sinusoidalny przebieg napięcia zasilania wymusza sinusoidalny przebieg strumienia magnetycznego w rdzeniu

Rys. 1.1.

Załączenie transformatora na biegu jałowym: a) schemat zastępczy, b) przebieg strumienia magnetycznego przy niekorzystniej chwili ? = 0 załączenia napięcia

Strumień ?(t) w obwodzie magnetycznym ma przebieg ciągły, nie zmienia się skokowo. Po załączeniu napięcia (Ut=+0) przebieg strumienia rozpoczyna się od wartości strumienia remanentu ?(t=+0) = ?r. Jeśli kąt , to przebieg strumienia ? jest sumą dwóch składowych

? = ?? + ??

gdzie ?? jest składową periodyczną strumienia magnetycznego równą strumieniowi ? w stanie ustalonym

a składowa aperiodyczna strumienia magnetycznego ?? ? 0. Dla chwili (t = +0) załączenia napięcia

Najbardziej niekorzystny przypadek załączenia napięcia to ? = 0 lub ? i ?r ? 0:

Obwód magnetyczny transformatora, dla stanu załączenia napięcia, ma bardzo dużą nieliniowość. Elektromagnetyczny parametr ?0 determinuje zanikanie składowej aperiodycznej strumienia ??, a jego wartość ?0 ? constans, dlatego nie nazywamy go stałą czasową.

Dla takiego przypadku przebieg strumienia ?(t) przedstawiono na rys. 1.1b.

Definicję elektromagnetycznego parametru ?0 przedstawiamy, bazując na schemacie zastępczym transformatora, przy szeregowym połączeniu indukcyjności i rezystancji (rys. 1.1a):

W schemacie zastępczym rezystancja reprezentuje straty mocy ?PFe w rdzeniu, a indukcyjność moc ?Q? magnesującą rdzeń transformatora, ?1 = 314 s-1. Znak przybliżenia dotyczy założenia liniowości rdzenia i ?0 = constans.

Jeśli po załączeniu napięcia składowa aperiodyczna strumienia będzie mała (np. , lecz ) i wartość maksymalna strumienia ?max nie wejdzie w strefę nasycenia rdzenia, to możemy uznać, że ?0 = constans, wówczas jest to elektromagnetyczna stała czasowa.

Sprzyjająca chwila załączenia napięcia to i strumień remanentu ?r = 0:

Wówczas przebieg strumienia ?(t) zaczyna się od zera i jest ustalony

Załączenie transformatora jest łagodne.

Przy załączeniu napięcia składowa aperiodyczna strumienia ?? jest przypadkowa, zależy bowiem od kąta ? i strumienia remanentu ?r. Wartość maksymalna strumienia ?max występuje po pół okresie ?t? ? i determinuje prąd udarowy I0 ud załączenia transformatora. Prąd udarowy I0 ud, w stosunku do strumienia ?max, jest wzmacniany przez nieliniową charakterystykę magnesowania rdzenia I0 = f (?) - rys. 1.2. Prąd udarowy I10 ud może osiągnąć wartość kilkakrotnie większą od prądu znamionowego IN, na przykład przy (? = 0). Dla najbardziej niekorzystnej chwili załączenia napięcia, ? = 0 lub ?, prąd udarowy I10 ud może spowodować zadziałanie zabezpieczenia, wówczas załączenie transformatora należy powtórzyć.

Na rysunku 1.3 przedstawiono oscylogram prądu załączenia transformatora: 400 kVA, 6 kV/400 V, I1N = 38,5 A, ?PCu = 3250 W, ?PFe = 387 W, uZ = 4%. Wartość ustalona prądu stanu jałowego I0 = 0,4 A, natomiast przy niekorzystnej chwili załączenia napięcia prąd udarowy I0 ud = 65 A. Wartość względna prądu udarowego w stosunku do prądu stanu jałowego

Rys. 1.2.

Charakterystyka magnesowania rdzenia

Rys. 1.3.

Przykładowy przebieg prądu załączenia transformatora przy niekorzystnej chwili załączenia napięcia

i w stosunku do prądu znamionowego

Moc magnesująca

i elektromagnetyczna stała czasowa

Przebiegi składowych aperiodycznych prądu, w dwóch pozostałych fazach, rozkładają się po połowie.

Duża wartość prądu załączania transformatora I10 ud jest spowodowana składową aperiodyczną strumienia magnetycznego ?ud i nieliniową charakterystyką magnesowania rdzenia. Składowa aperiodyczna strumienia powoduje, że punkt o chwilowych wartościach [?, i] przemieszcza się daleko po części nasyconej charakterystyki magnesowania ? = f (i ).

Nieliniowa charakterystyka magnesowania rdzenia powoduje, że składowa sinusoidalna strumienia magnetycznego transformatora wymusza przebieg prądu jałowego I10(t), który zawiera harmoniczne nieparzyste

tworzące układy trójfazowe o kolejności faz: zgodnej ? = (6n + 1), przeciwnej ? = (6n - 1) i zerowej ? = 3n, gdzie n jest liczbą naturalną.

Trójprzewodowy układ sieci elektroenergetycznej dla harmonicznych zerowych ? = 3n jest otwarty, prąd: I10(?=3n)sieci = 0, zatem w strumieniu magnetycznym brakuje harmonicznych strumienia ?3n. Strumień ?3n w kolumnach transformatora jest w fazie i w węźle rdzenia magnetycznego nie zeruje się, zamyka się wokół transformatora, co jest niekorzystne. W transformatorach strumień ?3n kompensuje się, wykorzystując układ połączenia uzwojenia w trójkąt. Strumień ?3n indukuje w uzwojeniach transformatora napięcia U3n, o przebiegu identycznym we wszystkich fazach. Jeśli jedno z uzwojeń transformatora jest połączone w trójkąt, to dla napięcia U3n trójkąt jest obwodem zwartym, w uzwojeniu płynie prąd I10(?=3n)trafo > 0, który wygasza harmoniczne strumienia ?3n ? 0.

Sinusoidalny przebieg strumienia ? będzie tylko wtedy, gdy w uzwojeniu będą płynąć wszystkie harmoniczne prądu magnesującego wynikające z charakterystyki magnesowania, dlatego każdy transformator energetyczny trójfazowy ma jedno z uzwojeń połączone w trójkąt. Jeśli w transformatorze jest układ połączenia uzwojeń Yy lub Yz, to w transformatorze jest także uzwojenie połączone w trójkąt "d", którego zaciski nie są wyprowadzone. Uzwojenie "d" jest małej mocy, gdyż przez niego płynie tylko składowa jałowa I10(?=3n) prądu.

Każde załączenie transformatora trójfazowego do sieci EE wzbudza stan nieustalony strumienia magnetycznego ? i prądu i10. Jeśli załączenie będzie w chwili, gdy napięcie w jednej z faz jest w amplitudzie UA(?=?/2) = Um, to w dwóch pozostałych fazach uB = uC = -0,5Um i to będzie najłagodniejszy przebieg prądu załączenia. Najbardziej niekorzystny stan załączenia będzie w chwili, gdy uA(?=0) = 0, a wtedy w dwóch pozostałych fazach .