KOCAELĐ ÜNĐVERSĐTESĐ
FEN BĐLĐMLERĐ ENSTĐTÜSÜ
ELEKTRĐK EĞĐTĐMĐ ANABĐLĐM DALI
DOKTORA TEZĐ
GÜÇ TRANSFORMATÖRLERĐNĐ ĐZLEME VE ARIZA
ÖNLEME ODAKLI AKILLI YÖNETĐM SĐSTEMĐNĐN
GELĐŞTĐRĐLMESĐ
YUNUS BĐÇEN
KOCAELĐ ÜNĐVERSĐTESĐ
FEN BĐLĐMLERĐ ENSTĐTÜSÜ
ELEKTRĐK EĞĐTĐMĐ ANABĐLĐM DALI
DOKTORA TEZĐ
GÜÇ TRANSFORMATÖRLERĐNĐ ĐZLEME VE ARIZA
ÖNLEME ODAKLI AKILLI YÖNETĐM SĐSTEMĐNĐN
GELĐŞTĐRĐLMESĐ
YUNUS BĐÇEN
Doç.Dr. Faruk ARAS
Danışman, Kocaeli Üniv. ... Prof.Dr. K. R. Đrfan GÜNEY
Jüri Üyesi, Acıbadem Üniv. ... Prof.Dr. Semra ÖZTÜRK
Jüri Üyesi, Kocaeli Üniv. ... Doç.Dr. M. Melih ĐNAL
Jüri Üyesi, Kocaeli Üniv. ... Yrd.Doç.Dr. Hasbi ĐSMAĐLOĞLU
Jüri Üyesi, Kocaeli Üniv. ...
ÖNSÖZ VE TEŞEKKÜR
Enerji iletimi ve dağıtımında en kritik elemanlardan biri olarak öne çıkan güç transformatörlerinin düzenli olarak bakımlarının yapılarak işletim sınırlarını aşmadan çalışmasını sağlamak enerji akışının güvenilirliği açısından son derece önemlidir. Günümüz teknolojisinde güç transformatörünün sistemdeki kritik yeri dolayısıyla yerinde izlenmesi ve olası arızaların başlangıç aşamasında tespit edilmesi, bakım planlamalarının daha esnek ve verimli şekilde yapılabilmesi bakımından avantajlar sunmaktadır.
Bu tez çalışmasında güç transformatörlerinin izlenmesi ve arıza önleme odaklı akıllı yönetim sistemi geliştirilmiştir. Sistem görsel olarak geliştirilen LabVIEW tabanlı yazılım ve güç transformatörü prototipine ait donanımsal düzenekler kullanılarak oluşturulmuştur. Geliştirilen programda güç transformatörü prototipi üzerinden alınan çoklu veriler sayesinde sistemin izlenmesi ve yapılan analizler doğrultusunda olası arızaları başlangıç aşamasında tespit ederek önlenmesi amaçlanmıştır. Programda devre dışı test/ölçümlere ait değerlendirme bölümü de oluşturularak arıza doğrulamasının yapılabilmesi ve güvenilirliğin artırılması da amaçlanmıştır. Bu tez kapsamında yapılan çalışmalar, Kocaeli Üniversitesi Bilimsel Araştırmalar Proje Birimi (BAP) tarafından 2010/33 sayılı araştırma projesi kapsamında desteklenmiştir. Tez çalışmasına ait tüm donanımsal elemanlar bu kaynaktan temin edilmeye çalışılmıştır. Ancak tez konusu itibariyle oldukça fazla çeşitte özel enstrümanlara ve test imkânlarına gereksinim duyulmaktadır. BAP kapsamında bu ihtiyaçların tümünün karşılanması mümkün olmadığından bazı noktalarda hizmet alımları gerçekleştirilmiştir.
Bu bağlamda sanayi ile iletişim halinde olarak bu alandaki endüstri ile bilgi paylaşımında bulunmak suretiyle bazı hizmet alımlarının maliyetlerinin aşağıya çekilmesi veya sanayi destekli yapılması imkânları değerlendirilmiştir. Uygulama aşamasında AREVA-ALSTOM ve Schneider T&D firmalarına ait yürütülmekte olan yaşlandırma ve farklı cins yağların analizlerine ilişkin proje kapsamında iletişime geçilmiştir. Proje kapsamında, ilgili departmanlarla elde edilen bilgilerin yorumlanması ve karşılıklı olarak bilgi paylaşımı gerçekleştirilmiştir. Ayrıca bazı sarf ve donanım malzemeleri (redLINE ısıtma fırını, kağıt izolasyon malzemesi, doğal ve mineral yağlar vb..) ilgili firma tarafından karşılanmıştır.
BAP projesi kapsamında maliyetinin çok yüksek olması dolayısıyla donanımın parçası olarak alınamayan online gaz analizi cihazı dışarıdan temin edilmeye çalışılmış ancak sürekli kullanım için temin edilememiştir. Benzer şekilde EKOS GROUP firması ile iletişime geçilerek Hydran M2 Online Gaz Analizi cihazına ait teknik özelikler ve donanımın çalışma prensibine ilişkin kaynakların temini yoluna gidilmiştir. Donanımın çalışma prensibi ve teknik özelliklerine göre program algoritması içerisine çözünmüş gaz limitleri ve bu limitlere bağlı işlemler
tanımlanmış olup gerekli kalibrasyonlar bu donanıma uyumlu olarak yapılmıştır. Bunun yanı sıra offline test cihazı da aynı şekilde maliyeti nedeniyle temin edilememiş ancak yine aynı firmanın desteği ile sistemden alınan yağ numuneleri Transport X Taşınabilir DGA Cihazı ile firmanın Gebze’de bulunan üretim merkezinde test edilmiştir ve diğer analiz sonuçları ile karşılaştırılmıştır.
Tez çalışması sürecinde, LabVIEW programı National Instruments firması tarafından verilen geçici lisans ile kullanılmıştır.
Bu anlamda tez çalışmama verdikleri destekten ötürü başta Kocaeli Üniversitesi olmak üzere yukarıda bahsedilen ilgili sanayi kurumu ve temsilcilerine teşekkür ederim.
Tez çalışmalarım süresince öneri ve desteğini esirgemeyen danışman hocam sayın Doç. Dr. Faruk ARAS’a ve katkılarından dolayı tez izleme komitesi üyeleri sayın Doç. Dr. Melih ĐNAL ve Sayın Yrd. Doç. Dr. Hasbi ĐSMAĐLOĞLU’na teşekkürlerimi sunarım.
Çalışmalarım süresince sevgisini ve desteğini hiçbir zaman esirgemeyen aileme ve her zaman yanımda olan, varlığıyla beni mutlu eden sevgili eşim Merve BĐÇEN’e ithaf olunur.
iii ĐÇĐNDEKĐLER ÖNSÖZ VE TEŞEKKÜR………... i ĐÇĐNDEKĐLER………... iii ŞEKĐLLER DĐZĐNĐ………...……….. v TABLOLAR DĐZĐNĐ……….………..………... .. ix SĐMGELER DĐZĐNĐ ve KISALTMALAR……….… x ÖZET………..……….………...….... xiii ABSTRACT……….……….. xiv GĐRĐŞ……….. 1 1. SERVĐS ÖMRÜ TAKĐBĐ……….. …….. 3 1.1. Güç Transformatörü Bileşenleri……… 5 1.2. Literatür Çalışması………... 9
1.2.1. Đzleme sistemleri ve devrede (on-line) / devre dışı (off-line) izleme………... 9
1.2.2. Isıl-durum izleme………. 11
1.2.3. Yaşlanma analizleri ve ömür tahmini……….. 12
1.2.4. Arıza sınıflandırma, arıza tespiti……….…………. 13
1.2.5. Uzman sistemler, bulanık mantık, yapay sinir ağları………... 14
1.2.6. Program tasarımı, uzman sistemler……….. 15
1.3. Tezin Amacı ve Önemi………... 16
2. ARIZA ÖNLEME ODAKLI SĐSTEM KORELÂSYONLARI…………... 20
2.1. Dinamik Isıl Model ve Isıl Đzleme………... 21
2.2. Güç Transformatörü Servis Ömrünün Đzlenmesi………... 25
2.2.1. Ömür kaybının hesaplanması ………... 26
2.2.2. Gerçekçi servis ömrünün hesaplanması……….. 27
2.2.3. Servis ömrü kestirimini etkileyen diğer faktörler………... 32
2.3. Çözünmüş Gaz Analizi (DGA) ve Arıza Teşhisi………... 33
2.3.1. Yağda çözünmüş gaz oranlarının devrede (on-line) izlenmesi….... 34
2.3.2. Yağda çözünmüş gaz oranlarının devre dışı (off-line) izlenmesi.... 37
2.4. Yüklenme Performansının Đzlenmesi………...…. 41
2.5. Yağdaki Su Miktarı ve Kâğıttaki Bağıl Su Yüzdesinin Đzlenmesi…….... 42
2.6. Yağ Seviyesinin ve Basıncın Đzlenmesi……… 44
2.7. Soğutma Fanlarının ve Yağ Çevrim Pompasının Đzlenmesi………. 45
2.8. Frekans Cevabı Analizi (FRA)………... 46
2.9. Güç Faktörü - Kayıp Faktörü (PF -Tanδ) Đzlenmesi……….. 49
2.10. Toparlanma Gerilimi (RVM), Pol-depolarizasyon Akımı (PDC) izlenmesi………...……… 51
2.11. Furan Testi ve Polimerizasyon Derecesi (DP)……….. 53
2.12. Karbon-dioksit – Karbon-monoksit Oranının (CO2/CO) Đzlenmesi…….. 56
2.13. PH, Asidite, Partikül ve Yoğunluk Ölçümleri………... 56
2.14. Gürültü / Vibrasyon Testi……….. 58
2.15. Kısmi Deşarj Testi……….……… 58
2.17. Đzolasyon Direnci (Megger), Çevirme Oranı ve Sargı DC Direnci
Ölçümleri……….. 61
2.18. Diğer Đzleme Yöntemleri………..… 62
3. ARIZA TANILAMA ALGORĐTMASI……….. 65
3.1. Akış Şemalarının Oluşturulması……… 65
3.2. Hata / Arıza Tespit ve Tanılama Ağacı……….. 67
3.3. Arıza Duyarlı Matris (ADM)………. 69
4. PROGRAMLAMA ve ARAYÜZ TASARIMLARI……….……….. 76
4.1. Bölümlerin Oluşturulması……….. 76
4.2. Dinamik Isıl Model………. 78
4.3. Güç Transformatörünün Servis Ömrünün Đzlenmesi……….…. 83
4.4. Çözünmüş Gaz Analizi (DGA)……….. 87
4.5. Yüklenme Performansının Đzlenmesi………. 94
4.6. Yağ-Kâğıt Su Geçişlerinin Đzlenmesi………. 95
4.7. Yağ Seviyesi ve Basıncın Đzlenmesi ……….. 96
4.8. Đşletim Performansının Đzlenmesi………...…... 97
4.9. Devre Dışı Test/Ölçüm Değerlendirmeleri………...…. 99
4.9.1. Frekans cevabı analizi (FRA)……… 100
4.9.2. Kayıp faktörü (Tanδ) ve kapasitans testleri…………...…………. 101
4.9.3. Toparlanma gerilimi (RVM), pol-depolarizasyon akımı (PDC) ölçümleri………. 102
4.9.4. Furan testi - polimerizasyon derecesi (DP)………. 103
4.9.5. Asidite – iç yüzey gerilimi ölçümleri ………. 103
4.9.6. Gürültü ve vibrasyon ölçümleri……….. 104
4.9.7. Kısmi deşarj ölçümü……….. 105
4.9.8. Dielektrik dayanımı ölçümü………. 106
4.9.9. Đzolasyon direnci (Megger), çevirme oranı, sargı DC direnci ölçümleri……….……. 107
4.10. Sonuç Ekranları ve Arşivleme……..………..……… 108
4.10.1. Yardım menüleri………. 111
5. DENEYSEL UYGULAMALAR ve DEĞERLENDĐRMELER…...……….. 113
5.1. Donanım ve Enstrümanlarının Tesis Edilmesi……….………. 113
5.2. Hata/Arıza Senaryolarının Oluşturulması………...117
5.2.1. Normal çalışma koşullarının izlenmesi………... 120
5.2.2. Yüklenme arızaları……….………. 125
5.2.3. Sıcaklık arızaları……….. 129
5.2.4. Çözünmüş gaz analizi ………..…… 130
5.2.5. Yağdaki su miktarı sınır aşımı arızası……….. 133
5.2.6. Yağ seviyesinde azalma ve basınç değişimi arızaları……….……. 135
5.2.7. Soğutma fanı ve pompa motor arızası………. 136
5.2.8. Diğer devre dışı (off-line) test ve analizler……….. 138
5.3. Değerlendirmeler………..……… 143
6. SONUÇ VE ÖNERĐLER………. 146
6.1. Gelecekteki Çalışmalar……….………. 149
KAYNAKLAR………...……… 150
EKLER………...……..…….. 159
KĐŞĐSEL YAYIN VE ESERLER………...….. 180
v
ŞEKĐLLER DĐZĐNĐ
Şekil 1.1. Küvet (Bathtub) eğrisi………..……. 3
Şekil 1.2. Transformatör arıza sınıflaması………...… 4
Şekil 1.3. Güç transformatörü ön görünüşü………...… 6
Şekil 1.4. Güç transformatörü yan görünüşü……….… 6
Şekil 1.5. Güç transformatörü üst görünüşü………...………..……. 7
Şekil 2.1. Güç transformatörü servis ömür takibi ve korelasyonu………...……. 22
Şekil 2.2. Transformatörün ısıl diyagramı………..…..……. 23
Şekil 2.3. En sıcak nokta (Hot Spot) ısıl modeli……….…………..….… 24
Şekil 2.4. Servis ömürleri boyunca gruplandırılmış ortalama yük faktörleri…… 28
Şekil 2.5. Ömür kaybı hesaplamalarını öteleme algoritması………...………..… 29
Şekil 2.6. Arıza sonucunda tepkimelerle oluşan anahtar gazlar………....… 34
Şekil 2.7. Çözünmüş gaz analizi (hidrojen) ve hata/arıza korelasyonu……….… 35
Şekil 2.8. Hydran M2 cihazı………..…… 35
Şekil 2.9. Hydran M2 cihazı doğruluk bant aralıkları…………... 36
Şekil 2.10. Çözünmüş gaz analizi (9 gaz) ve hata/arıza korelasyonu……… 37
Şekil 2.11. Duval Üçgeni ve arıza aralıkları……….…...… 39
Şekil 2.12. Yalıtkandaki düşük enerjili deşarj……….……… 40
Şekil 2.13. Nüvedeki sirkülasyon akımlarının oluşturduğu lokal aşırı ısınma…… 40
Şekil 2.14. Bağlantılardaki lokal aşırı ısınma……….………. 40
Şekil 2.15. Sargılarda aşırı ısınma………...…… 41
Şekil 2.16. Yüklenme performansı ve hata/arıza korelasyonu………...…... 41
Şekil 2.17. Yük kademe değiştiricisi (OILTAP® M)………... 42
Şekil 2.18. Sıcaklık değerlerine göre yağ ve katı yalıtkan arasındaki su değişimi.. 44
Şekil 2.19. Yağdaki su içeriği (water content) ve hata/arıza korelasyonu…….…. 44
Şekil 2.20. Yağ seviye-basınç seviye takibi ve hata/arıza korelasyonu………..… 45
Şekil 2.21. Soğutma performansı ve hata/arıza korelasyonu…...… ………... 46
Şekil 2.22. Güç transformatörünün nüve – tank arasındaki eşdeğer devresi……... 47
Şekil 2.23. Güç transformatörü mekaniksel bozulma görüntüleri, a) çekirdek (nüve) bozulmaları, b) yüzey sargıları bozulmaları, c) ana argı hasarları, d) iç bağlantı bozulmaları………...… 47
Şekil 2.24. Güç transformatörünün frekans cevapları (sonuç olumlu)……… 48
Şekil 2.25. Güç transformatörünün frekans cevapları (sonuç olumsuz)…….…… 48
Şekil 2.26. Frekans cevabı analizi ve hata/arıza korelâsyonu……….… 49
Şekil 2.27. a) Eşdeğer devre, b) vektör diyagramı……….………… 50
Şekil 2.28. Güç-kayıp faktörleri ve hata/arıza korelasyonu……… 51
Şekil 2.29. RVM ve PDC için izolasyon eşdeğer devresi ve ölçüm bağlantıları… 51 Şekil 2.30. Güç transformatörünün RVM cevapları ………...……… 52
Şekil 2.31. Güç transformatörünün RVM ve PDC cevap karakteristikleri…….… 52
Şekil 2.32. RVM & PDC testleri ve hata/arıza korelasyonu ………... 53
Şekil 2.33. Sıvı izolasyon içerisinde streslere bağlı ortaya çıkan furanik bileşikler……… 54
Şekil 2.34. Farklı transformatör çeşitleri için servis ömrüne bağlı furanik bileşiklerinin değişimi………... 54
Şekil 2.35. Gerilme dayanımı ve DP arasındaki ilişki……….… 55
Şekil 2.36. Furan & DP testleri ve hata/arıza korelasyonu………..… 55
Şekil 2.37. (CO2/CO) oranı ve hata/arıza korelasyonu………...… 56
Şekil 2.38. Serviste kalma süresince asidite ve iç yüzey gerilim değişimi……….. 57
Şekil 2.39. Yağ testleri ve hata/arıza korelasyonu………..… 57
Şekil 2.40. Gürültü / vibrasyon testi ve hata/arıza korelasyonu……….…. 58
Şekil 2.41. Kısmi deşarj ve hata/arıza korelasyonu……….… 59
Şekil 2.42. Sıvı-katı izolasyon materyalleri için delinme dayanımı test hücresi…. 60 Şekil 2.43. Yağ & kâğıt dielektrik dayanımı testleri ve hata/arıza korelasyonu…. 61 Şekil 2.44. Megger & çevirme oranı testleri ve hata/arıza korelasyonu………..… 62
Şekil 3.1. Donanımdan program aşamasına geçiş diyagramı……… 65
Şekil 3.2. Program algoritması………..…… 66
Şekil 3.3. Hata/arıza tespit ve tanılama ağacı……… 68
Şekil 3.4. Hata/arıza seviyeleri………..……… 70
Şekil 3.5. Arıza tanılama algoritması………..…..… 71
Şekil 3.6. Arıza duyarlı matris (ADM) temel yapısı………...…….. 71
Şekil 3.7. ADM yapısını kullananan k adet test/ölçüm grubu için arıza tanılama örneği……….……… 72
Şekil 4.1. Program başlangıç ekranı……….. 77
Şekil 4.2. Transformatör parametreleri seçim aşaması………..… 77
Şekil 4.3. Transformatör kodlama tablosu……….… 78
Şekil 4.4. En sıcak nokta (HST) hesaplama……….. 79
Şekil 4.5. Yaşlanma ivmelenme faktörü……… 79
Şekil 4.6. Genel bulanık mantık üyelik fonksiyonları………...……… 80
Şekil 4.7. Genel bulanık mantık giriş/çıkış değişimi………. 81
Şekil 4.8. Parametre normalize ve değerlendirme blokları……….... 82
Şekil 4.9. Sıcaklık göstergeleri……….. 83
Şekil 4.10. Program döngüleri……….……… 84
Şekil 4.11. Program kayıt işlevi………..….… 84
Şekil 4.12. Yaşlanma ivmelenme faktörü hesaplama aşaması……… 85
Şekil 4.13. Yüklenmeye bağlı kalan servis ömrünün hesaplaması………..… 86
Şekil 4.14. Yüklenme ve servis ömrü göstergeleri………..…… 86
Şekil 4.15. Devrede çözünmüş gaz analizi ve değerlendirme aşaması …………... 87
Şekil 4.16. Devrede çözünmüş gaz oranları ve göstergeleri……… 87
Şekil 4.17. Çözünmüş gaz analizi için kural tablosu……….……..… 89
Şekil 4.18. a), b), c) Transformatör arıza olasılıkları kodlarına göre giriş üyelik fonksiyonları, d) arıza sınıflandırmasının yapıldığı çıkış üyelik fonksiyonu………..……… 91
Şekil 4.19. Bulanık mantık giriş/çıkış değişimleri………..….… 92
Şekil 4.20. a) Selülozik yalıtkan arıza olasılıkları için; giriş üyelik fonksiyonu, b) Çıkış üyelik fonksiyonu……….………... 92
Şekil 4.21. Bulanık mantık ile çözünmüş gaz analizinin gerçekleştirilme aşaması…... 93
Şekil 4.22. Çözünmüş gaz analizi değerlendirme ekranı……….…… 93
Şekil 4.23. Yüklenme talebinin izlenmesi ve değerlendirme aşaması ……… 94
Şekil 4.24. Yüklenme durumu göstergeleri……….…… 95
Şekil 4.25. Kâğıttaki bağıl su miktarının hesaplanması……….. 95
Şekil 4.26. Yağ ve kâğıt için su geçiş durumu göstergeleri……….… 96
vii
Şekil 4.28. Đşletim performansı izleme ve soğutma sistemlerinin kontrol
aşaması………..… 98
Şekil 4.29. Đşletim performansı ve soğutma sistemleri arayüzü………..…… 98
Şekil 4.30. Devre dışı test/ölçüm değerlendirme döngüleri……… 99
Şekil 4.31. Frekans cevabı analizi değerlendirme arayüzü………..… 101
Şekil 4.32. Güç faktörü değerlendirme arayüzü………..… 101
Şekil 4.33. Ters toparlanma voltajı değerlendirme arayüzü……… 102
Şekil 4.34. Furanik bileşen analizi değerlendirme arayüzü……….… 103
Şekil 4.35. Yağ yüzey gerilimi değerlendirme arayüzü………..… 104
Şekil 4.36. Gürültü değerlendirme arayüzü……….… 105
Şekil 4.37. Kısmi deşarj değerlendirme arayüzü ………...…….… 106
Şekil 4.38. Dielektrik dayanımı değerlendirme arayüzü……….… 106
Şekil 4.39. Đzolasyon direnci değerlendirme arayüzü……….………….… 107
Şekil 4.40. Arıza gösterge arayüzü………..… 108
Şekil 4.41. Arıza kaydı oluşturma arayüzü………..… 109
Şekil 4.42. Đkincil değerlendirme program alt yapısı……….. 109
Şekil 4.43. Tek parametre kayıt ekranı……….…...… 110
Şekil 4.44. Çoklu parametre kayıt ekranı……… 111
Şekil 4.45. Yardım menüsü ve ekran çıktısı için program altyapısı……… 111
Şekil 4.46. Ekran görüntü (snapshot) çıktıları (html dosyası olarak) ………. 112
Şekil 5.1. Prototip kazan yapısı………. 114
Şekil 5.2. Ön devre için algılayıcı grupları ve dönüştürme kartı tasarımı……… 115
Şekil 5.3. a) Ön devre tasarımı, b) kart yapısı……….………..……… 116
Şekil 5.4. Transformatör karakteristikleri seçim aşaması ve kayıt bilgiler...…… 121
Şekil 5.5. Sistemin nominal şartlarda işleyişi ve programsal arayüzde izlenmesi………..………. 122
Şekil 5.6. Farklı zaman çözünürlüklerinde tek parametre değişimi kayıtları…… 123
Şekil 5.7. Farklı zaman çözünürlüklerinde toplu parametre değişim kayıtları….. 123
Şekil 5.8. Đşletim performansı göstergeleri……… 124
Şekil 5.9. Kısa devre bobini ve sarmal kağıt (en sıcak nokta) ……….. 125
Şekil 5.10. Đşletim performansının izlemesi (Yüklenme arıza durumu)………… 126
Şekil 5.11. Hata/arıza analizi ve program arayüzü (Yüklenme arıza durumu)….. 127
Şekil 5.12. Devre dışı (off-line) test/ölçümler ve öneriler (Yüklenme arıza durumu)………. 127
Şekil 5.13. a) Çözünmüş gaz analizi arayüzü, b) nihai arıza göstergesi kayıt ekranı……….... 128
Şekil 5.14. Arşiv-kayıt tablosu………..……….. 130
Şekil 5.15. Yağda kısmi deşarj uygulaması………...….. 132
Şekil 5.16. a) KELMAN TRANSPORT X cihazı, b) Çözünmüş gaz analizi arayüzü……….…. 132
Şekil 5.17. a) Yağa su geçişi aşaması, b) hızlı su transferi – kağıt deformasyonu………... 133
Şekil 5.18. Yağda çözünmüş su ve kâğıt yalıtkandaki göreli su değişimleri…….. 134
Şekil 5.19. Arıza gösterge arayüzü ve yağda bozulma arızası……… 134
Şekil 5.20. Devre dışı test/ölçüm öneri arayüzü………..… 135
Şekil 5.21. a) Sıvı seviye - basınç dönüştürücüsü, b) program arayüzü………..… 136
Şekil 5.22. Sıvı seviye veya basınç arızası (komponent arızası) ……… 136
Şekil 5.24. a) Kontrol ve işletim performansı göstergesi, b) arıza gösterge
ekranı……... 138 Şekil 5.25. a) Doğal ester ve mineral yağ 100 oC-2000 saat, b) doğal ester ve
mineral yağ 140 oC-2000 saat…………..……….… 139 Şekil 5.26. a) Mineral yağ için, b) doğal ester için 100oC-2000 saat ve
c) mineral yağ için,d) doğal ester için, 140 oC-2000 saat
TABLOLAR DĐZĐNĐ
Tablo 1.1. Transformatör dahili ve harici arızalanma nedenleri………. 4
Tablo 1.2. Transformatör aksesuarları……….………..…... 8
Tablo 1.3. Hedeflenen sonuçlar ve kazanımlar….………...……….…… 18
Tablo 2.1. Transformatör yüklenme sınır seviyeleri………. 22
Tablo 2.2. Sıcaklık hesaplamasında kullanılan üssel katsayılar……… 24
Tablo 2.3. Normal izolasyon ömrü……….………...… 25
Tablo 2.4. Klasik ve yeni yaklaşıma göre kalan servis ömürleri karşılaştırma tablosu……….……….… 31
Tablo 2.5. Doğal esterler için revize edilen yaşlanma ivmelenme faktörü……... 33
Tablo 2.6. Hydran M2 cihazı gaz algılamaları……….. 36
Tablo 2.7. Çözünmüş gazların konsantrasyon limit değerleri (ppm) ………...… 37
Tablo 2.8. Çözünmüş yanıcı gazların seviyelerine göre aksiyon programı…...… 38
Tablo 2.9. Anahtar gazlar - arıza ilişkileri ve günlük artış limit değerleri……… 39
Tablo 2.10. Sıcaklık değişimine göre düzeltme faktörü (Kd) değişimi…………... 50
Tablo 2.11. Đzolasyon durumu sınır değerleri……….………. 62
Tablo 3.1. Katsayı aralıkları……….……….… 73
Tablo 4.1. IEC 60599 standardına göre gaz oranları ve kodlama tablosu……… 88
Tablo 4.2. Bulanık mantık kural tablosu için kodlama ve hata (arıza) dereceleri……….. 89
Tablo 4.3. Arıza çeşidi (a) için kural tablosu örnekleri…….…………..……….. 90
Tablo 4.4. Arıza çeşidi (b) için kural tablosu örnekleri…….…………..……….. 90
Tablo 4.5. Kısmi deşarj sınır değerleri……….…………..…...… 105
Tablo 5.1. Sistem enstrümanları……….………... 116
Tablo 5.2. Sistem takibi ve bilinçli arıza oluşturma için planlama tablosu…….. 118
Tablo 5.3. Mineral yağ ve doğal ester kalite analizleri (2000 saat - 100 oC) …... 140
Tablo 5.4. Mineral yağ ve doğal ester kalite analizleri (2000 saat - 140 oC) …... 140
Tablo 5.5. Mineral yağ ve doğal ester (100 oC - 2000 saat) ………..…...… 141
Tablo 5.6. Mineral yağ ve doğal ester (140 oC - 2000 saat) ……….… 141
SĐMGELER DĐZĐNĐ VE KISALTMALAR
α : Uzman sistemin ürettiği genlik çarpanı
A, B : Bağıl yaşlanma oranı ve yalıtkan cinsine bağlı sabitler β : Yüklü ve yüksüz kayıp oranı
CH4 : Metan C2H2 : Asetilen C2H4 : Etilen C2H6 : Etan CO : Karbon monoksit CO2 : Karbon dioksit Cosφ : Güç Faktörü Cij : Matris elemanı
Crj : Üssel düzeltme çarpanı
Faults : Sonuç vektörü (ADM sütunlarının kümülatif toplamları) FAA : Yaşlanma ivmesi (IEEE’ye göre indis)
F20 : 20 oC sıcaklıktaki kayıp faktörü
Ft : t ölçme sıcaklığındaki kayıp faktörü
g : Nominal yükte ortalama sargı - ortalama yağ arası sıcaklık artışı H2 : Hidrojen
H2O : Su
H : En sıcak nokta faktörü
I : Transformatör yüklenme değeri, birim değer, (pu) k : Yıl indisi
K : Yıllık yük faktörü artışı Kd : Düzeltme faktörü
L : Yalıtkan ömür kaybı
Lh : Saatlik yalıtkan ömür kaybı
Ld : Günlük yalıtkan ömür kaybı
Lm : Aylık yalıtkan ömür kaybı
Lyk : Yalıtkan ömür kaybı yıllık
LOL : Ömür kaybı
m : Doğrusalsızlığı tanımlayan üssel katsayı MATRIX : Katsayı matrisi
MAT : Olasılık matrisi
n : Doğrusalsızlığı tanımlayan üssel katsayı
PEC-R(pu) : En sıcak nokta bölgesindeki eddy akım kaybı, (W)
pu : Birim değer
RT : Kalan servis ömrü TA : Ortam sıcaklığı, (oC)
THS : En sıcak nokta sıcaklığı, (oC)
TTO : Üst nokta sıcaklığı
T60 : Saatlik zaman dönemleri
T24 : Günlük zaman dönemleri
T12 : Yıllık zaman dönemleri
Tanδ : Kayıp Faktörü
TpV : Arıza için ulaşılabilecek maksimum olasılık değeri
∆THSR : Üst nokta sıcaklığına eklenecek en sıcak nokta sıcaklık artışı, (oK)
∆TTOR : Ortam sıcaklığı üzerine eklenen üst nokta sıcaklık artışı, (oK)
τ H : En sıcak nokta zaman sabiti, (dk)
τ oil : Üst nokta zaman sabiti, (dk)
V : Yaşlanma ivmesi (IEC’ye göre indis)
w : Ağırlıklı hareketli ortalama yöntemine ait ağırlık çarpanı
Kısaltmalar
AA : Alternatif Akım
ADC : Analog-Dijital Converter (Analog-Dijital Dönüştürücü) ADM : Arıza Duyarlı Matris
AG : Alçak Gerilim
ANSI : American National Standards Institute (Amerika Ulusal Standart Enstitüsü)
AR-GE : Araştırma Geliştirme
ASTM : American Society for Testing and Materials (Amerika Test Materyalleri Topluluğu)
CIGRE : International Council on Large Electric Systems (Büyük Elektrik Sistemleri Uluslararası Konseyi)
DA : Doğru Akım
DAC : Dijital-Analog Converter (Dijital-Analog Dönüştürücü) DAQ : Data Acquisition (Veri Edinimi)
dB : Desibel
DGA : Dissolved Gas Analysis (Çözünmüş Gaz Analizi) DP : Degree of Polymerization (Polimerizasyon Derecesi) DT : Isıl ve Elektriksel Arızaların Karışımı
D1 : Düşük Enerjili Deşajlar D2 : Yüksek Enerjili Deşajlar
EPRI : Electric Power Research Institute (Elektrik Güç Araştırma Enstitüsü )
FRA : Frequency Response Analysis (Frekans Cevabı Analizi)
FTIR : Fourier Transform Infrared Spectroscopy (Fourier Dönüşümlü Kızılötesi Spektroskopisi )
HST : Hot Spot Temperature (En Sıcak Nokta Sıcaklığı)
IEEE : Institute of Electrical and Electronics Engineers (Elektrik ve Elektronik Mühendisleri Enstitüsü)
IEC : International Electrotechnical Commission (Uluslararası Elektrik Komisyonu)
IFT : Interfacial Tension (Yüzey Gerilimi) MAS : Multi-Agent System (Çoklu Etmen Sistemi) MEGGER : Megaohm Meter (Yalıtım Direnci Ölçüm Cihazı) MISO : Multi-Input Single-Output (Çok Girişli Tek Çıkışlı) MIMO : Multi-Input Multi-Output (Çok Girişli Çok Çıkışlı) MVA : Mega Volt Amper
Off-line : Devre Dışı On-line : Devrede OG : Orta Gerilim
OLTC : On-Load Tap Changer (Yük Altında Kademe Değiştirici) ON : Oil Natural (Doğal -Yağ Soğutmalı)
ONAN : Oil Natural Air Natural (Tabii Yağ Hava Soğutmalı) ONAF : Oil Natural Air Forced (Tabii Yağ Cebri Hava Soğutmalı) OFAN : Oil Forced Air Natural (Cebri Yağ Doğal Hava Soğutmalı) OFAF : Oil Forced Air Forced (Cebri Yağ Cebri Hava Soğutmalı) ODAF : Oil Directed Air Forced (Yönlendirilmiş Yağ Cebri Hava
Soğutmalı)
OFWF : Oil Forced Water Forced (Cebri Yağ Cebri Su Soğutmalı)
pC : Piko Coulomb
PD : Partial Discharge (Kısmi Deşarj)
PDC : Polarization Depolarization Current (Pol-Depolarizasyon Akımı) PID : Proportional Integral Derivative (Oransal Integral Türev)
ppm : Parts Per Million (Milyonda Partikül Sayısı)
RTS : Retained Tensile Strength (Kalan Gerilme Dayanımı)
RVM : Recovery Voltage Measurements (Toparlanma Gerilimi Ölçümü) SEM : Scanning Electron Microscopy (Taramalı Elektron Mikroskobu) SFRA : Sweep Frequency Response Analysis (Frekans Cevabı Analizi) SISO : Single Input Single Output (Tek Girişli Tek Çıkışlı)
TCG : Total Combustible Gas (Toplam Yanıcı Gaz)
TDCG : Total dissolved combustible gas (Toplam Çözünmüş Yanıcı Gaz) T&M : Test and Measurement (Test ve ölçüm)
TM : Trafo Merkezi
TTR : Transformer Turn Ratio Test (Sargı Çevirme Oranı) T1 : Termik Arıza T< 300˚C
T2 : Termik Arıza 300˚C<T< 700˚C T3 : Termik Arıza T> 700˚C
UHF : Ultra-High Frequency (Çok Yüksek Frekans) USB : Universal Serial Bus (Evrensel Seri Veri Yolu) YG : Yüksek Gerilim
GÜÇ TRANSFORMATÖRLERĐNĐ ĐZLEME VE ARIZA ÖNLEME ODAKLI AKILLI YÖNETĐM SĐSTEMĐNĐN GELĐŞTĐRĐLMESĐ
ÖZET
Bu tez çalışmasında, güç transformatörlerinin izlenmesi ve arıza önleme odaklı akıllı yönetim sisteminin gerçekleştirilmesine çalışılmıştır. Bu anlamda modern izleme ve arıza tanılama yöntem ve teknikleri, giriş ve çıkış değişkenlerine bağlı olarak sınıflandırılmıştır. Sınıflandırılmış bu yöntem ve teknikler ile arızalar arasındaki korelâsyonlar, önerilen algoritma içerisinde geliştirilen Arıza Duyarlı Matris (ADM) yöntemi ile gerçekleştirilmiştir. Önerilen algoritma içerisinde, ADM’yi sistemden alınan veriler doğrultusunda oluşturabilmek ve arızanın çeşidini, yerini ve büyüklüğünü belirleyebilmek için farklı uzman sistem uygulamalarından yararlanılmıştır.
LabVIEW’de, önerilen algoritmayı daha fonksiyonel hale getiren bir arayüz tasarlanmıştır. Tasarlanan bu arayüzde, devrede (on-line) ve devre dışı (off-line) izleme olmak üzere iki bölüm oluşturulmuştur. Birici bölümde sistem sürekli gözetim altında tutulur. Sistemin işletim performansı, ömür kaybı, kalan servis ömrü, soğutma performansı, olası arıza durumları, risk seviyeleri, vb. gibi değişkenler bu bölümde izlenmektedir. Đkinci bölümde ise arıza gelişimine bağlı olarak programın önerdiği test ve ölçümlere ait sonuç değerlendirmeleri yapılmaktadır. Arayüzde kullanılan algoritma içinde, işletim performansının analiz edilmesi ve arşivleme optimizasyonunun gerçekleştirilmesi amacıyla bazı yeni yöntemler önerilmekte ve uygulanmaktadır.
Önerilen algoritmayı uygulamalı olarak test etmek ve işlevselliğini ortaya koymak amacıyla, bir güç transformatörü prototipi tasarlanmıştır. Prototipten alınan çoklu veriler, dönüştürücü devreler ve DAQ kartı aracılığıyla algoritmaya aktarılmıştır. Belirli senaryolar dahilinde prototip üzerinde bilinçli olarak oluşturulan arızalar arayüz içerisinde işletilen algoritma sayesinde erken safhada saptanmıştır. Bu arızalar, algoritma tarafından önerilen devre dışı test/ölçümlerinin gerçekleştirilmesi ve bu test/ölçüm sonuçlarının değerlendirilmesiyle doğrulanmıştır. Sonuç olarak deneysel çalışmalar önerilen algoritmanın geçerli ve uygulanabilir olduğunu ispatlamaktadır.
Anahtar Kelimeler: Arıza Duyarlı Matris, Arıza Önleme, Arıza Tanılaması, Güç
POWER TRANSFORMERS MONITORING AND DEVELOPMENT OF FAULT PREVENTION-ORIENTED SMART MANAGEMENT SYSTEM
ABSTRACT
The objective of this thesis is to implement power transformers monitoring and fault prevention-oriented smart management system. In this sense, modern monitoring methods and diagnostic techniques are classified depending on input - output variables. The correlations between these methods classified and faults are carried out by the method of Fault Sensitivity Matrix (FSM) developed within the proposed algorithm. In the proposed algorithm, different expert system applications are used in order to determine the location and size of the fault type and to create the FSM based on data acquired from the system.
An interface which enables the proposed algorithm to become more functional is designed in the LabVIEW. The designed interface is made up of two sections as on-line and off-on-line monitoring. In the first section, the system is continuously kept under observation. Operating performance of the system, loss of life, remaining service life, cooling performance, possible fault conditions, risk levels and the other variables are monitored in this section. As to the second section, the results of the tests and measurements which are suggested by the program depending on occurrence of the fault on the system are evaluated. In the algorithm used in the interface, certain new methods are proposed and applied for the purpose of the analysis of the operating performance and achieving archiving optimization.
In order to test the algorithm and to establish its functionality, a power transformer prototype is designed. Multiple data acquired from the prototype is transferred to the algorithm via the converter circuits and DAQ card. Faults made up on the prototype on purpose within specific scenarios are diagnosed in an early stage owing to the algorithm employed in the interface. These faults are verified by implementing offline test/measurements suggested by the algorithm and evaluating the results of these test/measurements. As a consequence, experimental studies demonstrate the validity and feasibility of the proposed algorithm.
Keywords: Fault-Sensitive Matrix, Fault Prevention, Fault Diagnostics, Power
GĐRĐŞ
Elektrik enerjisinin uzun mesafeler arasında transformatörler aracılığıyla nakledilebilir hale gelmesi, on dokuzuncu yüzyılın sonlarında sabit alternatif gerilim üretebilen elektrik santrallerinin kurulmasıyla başlamıştır. Güç transformatörleri temelde elektrik enerjisinin verimli bir şekilde bir noktadan diğer bir noktaya iletilmesinde görev alan kritik elemanlardır. Güç transformatörlerinin temel görevi, santrallerde üretilen alternatif dalga formundaki enerjinin güç ve frekans değerini değiştirmeden, akım-gerilim değerlerinin genliklerini ayarlamak suretiyle, enerji iletimini gerçekleştirmektir. Đletim hatlarında yüksek gerilim ile enerji verimliliği artırılırken, dağıtım aşamasında ise tersi bir işlemle düşük gerilime dönüşüm yapılarak enerjinin kullanılabilirliği sağlanmış olmaktadır. Günümüzde 5 MVA ila 1000 MVA aralığında ve primer gerilimi 800 kV değerine kadar olan transformatörler üretilebilmektedir. Güç transformatörleri güç değerlerine göre kategorize edilirse;
• Küçük güç transformatörleri: 500 kVA – 7500 kVA • Orta güç transformatörleri: 7500 kVA – 100 MVA • Büyük güç transformatörleri: 100 MVA ve üstü olarak sıralanabilir [1].
Güç transformatörlerinin hareketli parçaları olmadığından diğer elektrik makinelerine oranla verimlerinin yüksek oluşu, yapısal olarak çok fazla değişmemesine neden olmuştur. Ancak bu makinelerin boyutlarını küçültmek, uzun yıllar herhangi bir arıza ortaya çıkmadan serviste kalmasını sağlamak, çevreye olan fiziksel ve kimyasal etkilerinin (zararlarının) en aza indirgenmesi için günümüzde de yoğun bir şekilde araştırma ve geliştirme çalışmaları devam etmektedir. Önceleri yönlendirilmiş silisyum kristalli soğuk haddeli saçlar ile gürültü düzeyinin ve histerisiz kayıpların en aza indirgenmesi ve yüksek manyetik geçirgenlik sağlanmış, sonraları ise transformatörde ana yalıtkan malzemesi olarak kullanılan kâğıt yapısında ilerleme sağlanarak daha yüksek sıcaklığa dayanabilir hale getirilmiştir.
Güç transformatörlerinde soğutma ve izolasyon amaçlı olarak kullanılan sıvı yalıtkan da (yağ) yıllar içerisinde çeşitlilik göstermiştir. Madeni yağlar uzun süreler kullanıldıysa da yerini sentetik sıvılara bırakmıştır. Geçiş aşamasında kısa bir süre Polychlorinated Biphenyls (PCB) olarak isimlendirilen ve yanmaya karşı çok dirençli olan halojenli sıvılar da kullanılmış, ancak çevre ve insan sağlığı üzerindeki olumsuz etkilerinden dolayı kullanımı yasaklanmıştır. Son dönemde ise bitkisel bazlı yağların (doğal esterler) izolasyon sıvısı olarak tercih edilmeye başlandığı ve bu konudaki çalışmaların hız kazandığı görülmektedir. Bu sıvılar transformatörün daha yüksek sıcaklıklarda işletilebilmesine olanak sağladığı için transformatör boyutlarında küçülme ve/veya yüklenebilirlik değerlerinde artış sağlanabilmektedir.
Yıllar içerisinde güç transformatörleriyle alakalı olarak gelişen ve değişen bir alan olarak izleme yöntem ve teknikleri sayılabilir. Bilindiği üzere, güç transformatörlerinin belli periyotlarda kontrolünün ve bakımlarının yapılması gerekmektedir. Güç transformatörleri servis ömrünü tamamlamaya yaklaşmışsa bu kontrollerde sıklaştırılmaktadır. Herhangi bir arıza durumunda güç transformatörlerinin üzerinde bulunan bazı koruyucu ekipmanlar devreye girerek sisteme müdahale etseler dahi, transformatörün işletilebilir olup olmadığını saptamak için bu kontrollerin yapılası gerekmektedir. Transformatör üzerinde bulunan koruyucu ve pasif izleme (gösterge) aksesuarlarının bazıları güvenilirliğini süreç içerisinde kanıtlamış, uzun yıllardır neredeyse hiç değişmeden kullanılmaya devam eden elemanlardır. Klasik izleme aksesuarları genellikle o andaki çalışma performansını (yüklenme, sıcaklık, vb.) gösterirken, güvenlik-koruma aksesuarları herhangi bir arıza meydana gelmesiyle devreyi ana sistemden izole etmektedirler. Ancak son dönemde gelişen teknolojiyle birlikte bu aksesuarlara ek olarak bazı izleme, güvenlik ve kontrol elemanlarının güç transformatörü sistemine dahil edildiğini görmek mümkündür. Transformatörün işletim performansını ve oluşabilecek arızaları önceden tahmin etme ve gerekli uyarıların yapılarak bakım prosedürlerini arızaya odaklı olarak ve gecikmeden düşük maliyetli bir şekilde yapılabilmesini sağlayacak sistemler geliştirilmeye başlanmıştır.
1. SERVĐS ÖMRÜ TAKĐBĐ
Güç transformatörlerinde arıza istatistikleri incelenerek oluşturulmuş servis ömrü ve arıza sayılarına ilişkin eğri, diğer elektrik sistemleri için de geçerli olan Bathtub Curve (Küvet Eğrisi) olarak isimlendirilmektedir. Şekil 1.1’den anlaşılacağı üzere işletime alınan transformatörün başlangıç döneminde ve servis ömrünü tamamlamasına yakın arızalanma olasılığı daha yüksektir. Başlangıç dönemini arızasız şekilde geçiren bir güç transformatörünün, normal servis ömrü süresince arızalanma ihtimali azalmaktadır. Aynı zamanda kullanım ömrünün sonuna yaklaşıldığında, gerekli koruyucu bakım prosedürleri kullanarak transformatörün servis ömrü uzatılabilmektedir. Bir önceki paragrafta sözü edilen teknolojilerin geliştirilmesinin bu transformatörlerin servis ömrünün uzatılmasında önemli rol oynayacağı açıktır.
Şekil 1.1. Küvet (Bathtub) eğrisi [2, 3]
Literatürde, güç sistemlerine ait ortalama yıllık arızalanma oranları ve devre dışı kalma sürelerine bakıldığında, güç anahtarlama elemanlarından sonra en çok güç transformatörlerinin geldiği görülmektedir. Transformatörlerin arızalanma sebepleri Tablo 1.1’de dâhili ve harici etkenler olarak ayrılmıştır. Harici etkenlerin kontrol edilmesi gibi bir seçenek oldukça zor ve pratik değildir. Ancak dâhili etkenlerin, gerekli kontrollerin yapılması suretiyle önlenmesi veya etkilerinin azaltılması mümkün olabilmektedir.
Başlangıç dönemi & arıza
Normal servis ömrü dönemi & arıza
Servis ömrü bitimi & Koruyucu bakım ve uzatılmış servis ömrü & arıza Servis Ömrü (Yıllar) Arıza sayısı
Tablo 1.1. Transformatör dâhili ve harici arızalanma nedenleri [4]
Şekil 1.2’de CIGRE (International Council on Large Electric Systems) çalışma grubunun yaptığı genelleştirilmiş ekipman arıza oranları istatistiksel olarak gösterilmiştir. Bu oranlar bölge ve ülkelere göre birebir örtüşmemekle birlikte, genel olarak elemanların arızalanma oranları benzerdir. Buna göre kademe değiştirici elemanlar (OLTC, LTC) ve sargı/kâğıt bileşenlerinin en yüksek arızalanma oranlarına sahip olduğu görülmektedir [2, 4]. Transformatörün servis ömrü bakımından sargılarda yaşanacak arızalar kâğıt yalıtkanı birebir etkileyeceğinden, önceden tespit edilebilmesi hayati derecede önem arz eder.
Şekil 1.2. Transformatör arıza sınıflaması [2, 4]
Elektrik iletim ve dağıtım endüstrisinde yaşanan özel sektör girişimleri transformatör üreticilerinden beklentileri arttırmıştır. Üretim ve bakım maliyetleri acısından elektrik iletim ve dağıtım sektöründeki en pahalı elemanlardan biri olan güç transformatörlerinden beklenen özellikler her geçen gün artmakta, ardından belli bir standartlaşma süreci geçirmekte ve yönetmeliklerle zorunlu hale gelmektedir.
Transformatör arızasına neden olan etkenler
Dâhili nedenler Harici nedenler
Yalıtkan bozulması Yıldırım
Sargı kayıpları Sistem anahtarlama operasyonları
Aşırı ısınma Aşırı yüklenme
Oksitlenme Hatalar (kısa devreler)
Nem
Yalıtkan yağ içindeki partiküller Kısmı deşarj
Tasarım ve imalat hataları Sargı rezonansı Nüve Bağlantı terminal Aksesuarlar Sargılar Tank / sıvı Yükte kademe değiştiriciler
Bununla birlikte halihazırdaki kurulu sistemlerin optimum düzeyde işletilebilmesi ve her geçen gün artan enerji talebine cevap verebilecek yatırımların yapılabilmesi için gerekli finansmanın sağlanabilmesi gereklidir. Bu ise gelecekle ilgili belirsizliklerin ortadan kaldırılması ve kaynakların etkin kullanımını zorunlu kılar. Gelişen izleme teknolojileri sayesinde, bu beklentiler karşılanarak sektörün ekipmanların durumu hakkında bilgi edinmesi, işletim performansları ve kalan servis ömürleri hakkında öngörülerde bulunması ve geleceğe ilişkin planlamaları yapmasını kolaylaştırabilir.
1.1. Güç Transformatörü Bileşenleri
Sıvı izolasyonlu güç transformatörleri iki farklı tipte üretilirler. Bunlar atmosfere açık ve hermetik (atmosfere kapalı) gaz yastıklı şeklinde isimlendirilirler. Güç transformatörlerinde sıvı izolasyon malzemesi kullanılmasının nedeni yüksek güç aktarımı yapılırken sargılarda ortaya çıkan ısı enerjisini uzaklaştırmak ve canlı noktalar arasındaki izolasyon direncini yükseltmek olarak açıklanabilir. Güç transformatörleri diğer transformatörlere oranla yüksek güç aktarımı yapması, tam yük bölgesine yakın veya tam yükte çalışması, yüksek gerilim bölgesinde çalışması ve hacimsel büyüklüğün yanı sıra bazı ek koruma tertibatlarına sahip olması bakımından da farklılıklar arz etmektedir.
Şekil 1.3, Şekil 1.4 ve Şekil 1.5’te bir güç transformatörü tankının üzerinde bulunan elemanların bazılarının yerleri gösterilmiştir.
Şekil 1.3. Güç transformatörü ön görünüşü [5]
Şekil 1.5. Güç transformatörü üst görünüşü [5]
Aksesuarlardan bazılarının standart olarak tank üzerinde bulunması gerekli iken bazılarında bu zorunluluk yoktur. Ayrıca transformatörlerin güç seviyeleri değiştikçe ve farklı ülkelerdeki teknik şartnamelere göre kullanılan aksesuarlarının zorunlu veya seçmeli olması da değişiklik gösterebilmektedir. Ancak genel anlamda güç transformatörleri üzerinde standart ve seçmeli olarak bulunan aksesuarlar Tablo 1.2’ de gösterilmiştir.
Tablo 1.2. Transformatör aksesuarları [6, 7] A K S E S U A R L A R T R A F O L A R KURU DAĞITIM ≤ 2 MVA GÜÇ 2 – 3 MVA GÜÇ >10 MVA Koruma, Kontrol ve Göstergeler
1 Basınç emniyet vanası - Seçmeli Seçmeli Standart
2 Koruma rölesi (Buchhoiz) - Seçmeli Seçmeli Standart
3 Koruma bloğu - Seçmeli Seçmeli -
4 Kademe değiştirici rölesi - - Yük Alt. Kad. D. Yük Alt. Kad. D.
5 Çek – valf - - Seçmeli Seçmeli
6 Nem tutma sistemi - Seçmeli Seçmeli Standart
7 Genişleme tank diyagramı - - Seçmeli Seçmeli
8 Azot gazı tüpü - - Seçmeli Seçmeli
9 Akım trafosu - Seçmeli Seçmeli Seçmeli
10 Ark boynuzu - Seçmeli Seçmeli Seçmeli
11 Paradufr - Seçmeli Seçmeli Seçmeli
12 Termal imaj - Seçmeli Seçmeli Seçmeli
13 Termometre - Seçmeli Seçmeli Seçmeli
14 Termostat - Seçmeli Seçmeli Seçmeli
15 Termostatik prob Seçmeli - - -
16 Yağ seviye göstergesi - Seçmeli Standart Standart
17 Yağ sirkülasyon göstergesi - - - Seçmeli
18 Su sirkülasyon göstergesi - - - Seçmeli
19 Tank topraklaması - Seçmeli Seçmeli Seçmeli
20 Topraklama terminalleri Standart Standart Standart Standart
21 Trafo bilgi etiketi Standart Standart Standart Standart
22 Yardımcı pano - - Seçmeli Seçmeli
23 Manometre - Seçmeli Seçmeli Seçmeli
24 Termometre cebi - Seçmeli Standart Standart
25 Terminal kapağı Seçmeli Seçmeli Seçmeli Seçmeli
26 Valf - - Standart Standart
27 Piriz - - Standart Standart
Soğutma Sistemi
28 Dalga duvarlı tank - Standart Standart -
29 Radyatör - Standart Standart Standart
30 Hava soğutma sistemi - - - Seçmeli
31 Su soğutma sistemi - - - Seçmeli
32 Pompa - - - Seçmeli
33 Fan - - - Seçmeli
34 Tekerlekler Seçmeli Seçmeli Seçmeli Seçmeli
35 Kaldırma halkaları Standart Standart Standart Standart
36 Çekme halkaları Standart Standart Standart Standart
37 Takozlar, kızaklar Seçmeli Seçmeli Seçmeli Seçmeli
Tanımlar
Standart Trafoda olması gerekli olan “Standart” aksesuarlardır.
Seçmeli Trafoda bulunması gerekli bulunmayıp “isteğe bağlı” aksesuarlardır.
Yük Alt. Kad. D. Yük altında kademe değiştirici
1.2. Literatür Çalışması
Transformatörün mekanik, elektrik, ısıl ve kimyasal olarak incelenmesi ve izlenmesine dönük çalışmalar son dönemde teknolojinin de gelişmesiyle birlikte artarak devam etmektedir. Literatüre bakıldığında 80’li yıllarda transformatörlerin izlenmesine dönük çalışmalar oldukça sınırlı bir alanda devam ederken, 90’lı yılların ortalarından başlayarak günümüze kadar izlemeye dönük çalışmalarda önemli gelişmeler kaydedilmiştir.
Bu bölümde literatür sunumu, anahtar kelimeler temelinde ve çalışmaların tarihsel sıralanması dikkate alınarak yapılmıştır.
1.2.1. Đzleme sistemleri ve devrede (on-line) / devre dışı (offl-ine) izleme
Đzleme ‘Monitoring’ kavramı ilk kez 1985’te T. D. Poyser ve arkadaşları tarafından “Güç transformatörlerinin on-line izlenmesi” adlı makalede kullanılmıştır [7]. Yıllar içerisinde diğer güç sistemleri içinde farklı çalışmalar için kullanılan bu terim güç transformatörlerine ait çalışmalar için de kullanılmıştır. Transformatörlerin izlenmesine dönük ilk çalışmada, transformatörün işletim bilgileri, sıcaklık bilgileri, izolasyon bilgileri toplanarak gerçek zamanlı bir şekilde ana bilgisayara gönderilmekte ve bu bilgiler her on saniyede bir değerlendirilmekteydi [7].
Transformatörlerin farklı bileşenleri de ayrı ayrı izleme konusu olmuştur. Bunların başında transformatör izolasyon ve soğutma yağı gelmektedir. Transformatör yağı kendi durumu (dielektrik özellikleri, renk, asidite, yüzey gerilimi, çamurlaşma oranı, vb.) yanında, transformatörde oluşacak iç arızalar hakkında da bilgi verebilmektedir. Yirminci yüzyılın ortalarından başlayarak yağ içerisinde arızalara bağlı olarak ortaya çıkan gazların analizi ve gelişen arızalarla ilişkilendirilmesine dönük birden fazla yöntem geliştirilmiştir. Ancak bunlardan en etkini Duval Üçgeni yöntemidir. Konuyla ilgili 1989’da M. Duval tarafından yapılan çalışmada yağ içerisinde çözünmüş gaz analizleri sonuçları üzerinde analizler yapılmıştır. M. Duval, geliştirdiği yöntem (Duval Tringle) ile daha önceki yöntemlerden daha doğru bir şekilde transformatörde ortaya çakan arızaları saptayabilmektedir [8]. Çözünmüş gaz analizleri genellikle devre dışı (off-line) olarak, güç transformatörü tankından yağ numunesi alınmak suretiyle laboratuar ortamında yapılmaktadır. Burada yağ
içerisindeki hidrojen (H2), metan (CH2), etilen (C2H4), etan (C2H2), karbon dioksit
(CO2) ve karbon monoksit (CO) gibi gazların yoğunluğuna bakılmaktadır [9-11].
Ayrıca sıcaklıkla gaz yoğunluğu arasında bir ilişki olduğu, yaşlanmaya neden olarak ise en önemli parametrelerin sıcaklık, nem ve oksijen olduğu bildirilmektedir [12]. 1996 yılında yapılmış “Status and Trends in Transformer Monitoring” adlı çalışmada izleme ve tanılama sistemlerinin toplam işletim maliyetlerini düşürdüğünden, çevre ve sistem güvenliği sağladığından, bahsedilerek piyasanın izleme sistemlerine doğru yöneldiği belirtilmektedir. Ayrıca çalışmada izleme ve tanılama yöntemlerine ilişkin tanımlamalar daha da netleştirilmiştir [13]. Çoklu algılayıcı yapılarıyla devrede (on-line) sistemden veri alımı günümüz teknolojisiyle mümkündür. Kısmi deşarj (akustik yöntem), yağ içerisindeki su miktarı, yağ içindeki gaz miktarları ve ısıl model (IEEE) birlikte değerlendirilerek olası hataları başlangıç aşamasında saptamanın mümkün olduğu Haris ve Saravolac tarafından bildirilmiştir [14]. C. Myers, izleme sistemlerini, devrede (on-line, yani sistem çalışır durumda ölçüm alınabilen) ve devre dışı (off-line, yani sistem devre dışında ölçüm alınabilen) olarak net bir şekilde tanımlamıştır. Ayrıca yeni geliştirilen algılayıcılarla devrede (on-line) çözünmüş gaz analizlerinin de yapılabileceği belirtilmiştir [15]. Pahlavanpour ve Roberts tarafından yapılan bir çalışmada zaman içerisinde transformatör yağındaki bozulmanın çamurlaşma şeklinde kendini gösterdiği, bunun ısı iletimini zorlaştırdığı ve artan asitleşme oranıyla, kâğıt yalıtkanının dielektrik özelliklerinin de bozulmasına neden olduğu belirtilmiştir [16]. Bu bulgular, arızaların önlenmesine dönük olarak kullanılabilecek önemli verilerdir. Diğer yandan yağ içerisindeki nemin, yağ ve kağıdın dielektrik özelliklerini bozarak yaşlanmayı hızlandırdığı bilinmektedir. Bu durumu doğrulayan bir çalışma Heydon ve arkadaşları tarafından da sunulmuştur [17]. Thomas Leibfried izleme sistemine ait birçok algılayıcıdan (akım, gerilim, yağ içindeki gaz ve nem, sıcaklık, akış, vb.) veri alan modüler bir uygulama geliştirmiş ve grafiksel olarak sistem parametrelerinin değişimini göstermiştir [18]. Chu ve arkadaşları yaptıkları çalışmada bir transformatörün izlenmesine dönük olarak anahtar parametrelerin neler olduğunu saptamaya çalışmışlardır [19]. Benzer bir çalışmayı, Terry Krieg ve Matthew Napolitano geleneksel ve modern izleme yöntemlerini iki bölüm şeklinde ayırarak yapmışlar ve arıza tespitine dönük bir izleme sistemi geliştirmişlerdir. Böylece arızaya neden olan unsurları (ısıl, dielektrik, mekanik, kimyasal, bilinmeyen) oransal olarak bir tablo şeklinde sunmuşlardır [20].
Bir başka çalışmada transformatör arızaları iç ve dış kaynaklı arızalar olarak sınıflandırılmış, transformatör arızalarının servise alındıktan sonra ilk birkaç ay içerisinde ya da kullanım ömrünün sonuna yaklaştığında ortaya çıkan arızaları istatistiksel olarak ortaya koymuşlardır [21]. García ve arkadaşları yaptıkları iki ayrı çalışmanın ilkinde teorik olarak yağ ve içerisindeki kağıt ile nem dengesini sıcaklık değişimine göre ilişkilendirerek bir bağıntı ortaya koymuş, diğer çalışmalarında ise ölçülen nem miktarları ile hazırladıkları ampirik model sonucunda çıkan değişimleri karşılaştırmışlardır [22,23]. Sunghyun Kim ve arkadaşları kendilerinin geliştirdikleri kapasitif elektrotlar yardımıyla yağın dielektrik özelliklerini yıllara ve sıcaklık değişimlerine göre analiz etmişlerdir [24]. Mariño ve arkadaşları güç transformatörlerini izleme ve veri alımı için programlanabilir elektronik kart kullanarak analiz için geliştirdikleri yazılım ile haberleşmeyi gerçekleştirerek sisteme uzaktan erişimi eklemişlerdir [25]. Kovaçeviç ve arkadaşları yaptıkları çalışmada ölçüm ve izleme tekniklerini sınıflandırarak, analiz ve ölçümlerin hangi arızaları tespit ettiğine dair kapsamlı bir tablo oluşturmuşlardır [26]. Morais, ve arkadaşları DITRANS adını verdikleri bir yöntemle tüm sistemden aldıkları verileri ortak bir havuzda değerlendirmenin daha kesin bir tanı koymaya yardımcı olacağını belirtmişlerdir [27]. Zhang ve Gockenbach transformatör ve parametrelerinin test değerlerini limit değerleriyle birlikte vererek limit değerlerin altında ve üstündeki değerler için arıza olasılıklarını sınıflandırmışlardır. Ayrıca transformatör ömrü bakımından yapılacak test sistemlerini önem sırasına göre sıralamıştır [28].
1.2.2. Isıl-durum izleme
Transformatörlerin kullanım ömrünü sınırlayan en önemli etken işletim sıcaklığıdır. Bu nedenle transformatörün izlenmesi için kullanılan on-line sistemlerin en önemli giriş parametreleri yüklenme ve sıcaklık değerlerini saptayan algılayıcılarıdır. Leibfried tarafından yapılan çalışmada PT100 ve fiberoptik algılayıcılar karşılaştırılarak, fiberoptik sıcaklık algılayıcılarının ekonomik ve uygulamadaki dezavantajları bildirilmiştir [18]. Buna karşın Betta ve arkadaşları yaptıkları çalışmada fiberoptik algılayıcıların klasik sıcaklık algılayıcılarından daha doğru sonuçlar vereceğini, çünkü dış ortamın parazitlerden etkilenmeyeceklerini ve küçük boyutları sayesinde istenen noktalara tespit edilebileceklerini belirmişlerdir. Bu amaçla geliştirdikleri fiberoptik sensörün sıcaklık ölcüm sonuçlarını klasik sensör
ölçümleriyle karşılaştırmışlardır [29]. Schafer ve Feser tarafından yapılan bir çalışmada sistemin dışarıdan ısıl olarak izlenmesi için bir model sunulmuştur. Bu model, dışarıdan aldığı yük, soğutma ve sıcaklık bilgilerini farklı noktaların sıcaklık değerlerinin belirlenmesinde kullanmışlardır [30]. Cardillo ve Feser’ in yaptıkları bir başka çalışmada güç transformatörünün ısıl olarak izlenmesinin yanı sıra, sıcaklık bilgileri kullanılarak, soğutma sistemini kontrol etmeyi amaçlayan bir sistem geliştirmiş ve bu sistemine uzaktan erişimi sağlamışlardır [31]. Sumaryadi ve arkadaşları güç transformatörünün farklı noktalarına sıcaklık algılayıcılarıyla birlikte bağıl nem algılayıcıları yerleştirerek elektronik bir sürücü yardımıyla sıcaklık, yük ve soğutma fanı bilgilerini anabilgisayara her 5 saniyede bir veri olarak göndermişlerdir. Ayrıca anabilgisayarla uzak bağlantı yapmak suretiyle anlık yaşlanma grafiklerinin takibini sağlamışlardır [32].
1.2.3. Yaşlanma analizleri ve ömür tahmini
IEC, 1998 de yayınladığı bir raporda transformatörlerin yaşlanmasıyla ilgili dört temel etmen ele alınmış, önem sırası ve kendi aralarındaki etkileşimleri göz önünde bulundurularak zamana göre arızanın hangi etmenden kaynaklanabileceği bildirilmiştir [33]. Farklı analizlerle güç transformatörlerinin kalan ömür tahminleri yapılmaya çalışılmaktadır. Transformatörlerde yaşlanma ve kalan ömrü tahmin etmede kullanılan en önemli yöntem en sıcak nokta sıcaklığının belirlenmesiyle elde edilen ampirik hesaplama yöntemdir. Bu yöntem IEEE ve IEC standartlarınca da kabul görmüş ve standartlaştırılmıştır [34, 35]. Perkins ve arkadaşları güç transformatörlerinde ömür kayıplarını hesaplarken sadece sıcaklık bilgilerini değil, çözünmüş gaz analizi, elektriksel ve fiziksel özellikleri de bunun içine dahil etmişler ve bunu yaparken değişkenlerin her birine farklı ağırlık veren bir algoritma geliştirmişlerdir [36]. Devre dışı (off-line) olarak, kızılötesine yakın spektrum yöntemi ile transformatör izolasyon kâğıdı ve yağın analizleri yapılarak ömür tahminlerinin yapılabileceği belirtilmiştir [37]. Yine kâğıdın polimerizasyon derecesinin işletim süresine göre değişiminden faydalanılarak farklı sıcaklıklardaki yaşlanma durumları kimyasal yöntemler kullanılarak incelenmiştir [38]. Wilson ve Lapworth tarafından yapılan buna benzer bir çalışmada kullanılan kâğıdın polimerizasyon derecesinin, sargıların orta kısmından üst kesimlere doğru gidildikçe azaldığı gösterilmiştir [39]. Bolhuis ve arkadaşları tarafından sıcaklık, kademe
değiştirici durumu, dielektrik özellikler, çözünmüş gaz analizi ve kısmi deşarjları da göz önünde bulunduran bir izleme sistemi geliştirilmiştir [40]. Kovacevic ve Dominelli transformatörün ömrünü uzatma amaçlı yeni bir sistem geliştirerek işletimde olan bir güç transformatörünün yağ çevrimini ince fiber zarlardan geçirmek suretiyle, yağ içerisindeki partikülleri, gaz ve çözünmüş suyu ayrıştırmaya çalışmışlar ve sonuçları değerlendirmişlerdir [41]. Bu oldukça ilgi çekici bir çalışma olup sonuçları itibariyle olumlu katkılar sağlamıştır. Bir başka çalışmada ise transformatör buşinglerindeki yağlı kâğıtların dielektrik özelliklerinin değişiminden yararlanılarak ömür tahminleri yapılmıştır [42]. Güncel çalışmalarda yaşlanma analizleri ve kestirimleri yapılırken tek bir değişkene değil önem derecesine göre etki eden tüm unsurları bir arada değerlendirmek gerektiği anlaşılmaktadır [43, 44].
1.2.4. Arıza sınıflandırma, arıza tespiti
Transformatörlerde arıza belirlenmesine dönük çalışmalar izleme çalışmalarına paralel olarak seyretmektedir. Minhas ve arkadaşları arıza çeşitlerini sınıflandırarak farklı güçlerdeki trafoların yıllara göre hangi kısımlarının arızalandığını istatistiksel olarak ortaya koymuşlarıdır [45]. Modern ve geleneksel hata tespit yöntemlerinin değerlendirildiği başka bir çalışmada doğruluk açısından her iki yöntemin bir arada kullanmak suretiyle optimum kontrol stratejilerinin geliştirilebileceği bildirilmiştir [45]. Vashishtha ve arkadaşları geleneksel test sistemlerini kullanarak erken arıza uyarı algoritması ile ömür tahminine dayalı bir sistem geliştirmişleridir [46]. Ding ve Cai geleneksel sistemlerin dışında devrede (on-line) çözünmüş gaz analizleriyle birlikte transformatörün matamatiksel modelinden yararlanarak hata sınıflandırması yapmışlardır [47]. Dong, ve arkadaşları ise arıza tanımlamada çok kaynaklı verilerin hiyerarşik yapılandırması ve çok bölgeli karar modelini geliştirmişlerdir. Yapılan çalışmada verilerin bir bütün olarak değerlendirilip arıza teşhisinin doğruluk oranının artırılabileceği vurgulanmıştır [48]. Hongsheng ve arkadaşları sistemin uzaktan izlenebilmesi ve transformatörün hata tespitine dönük mikroişlemci tabanlı bir sistem geliştirmişlerdir. Devrede (on-line) çalışan bu sistemde gaz ve kızılötesi algılayıcısı kullanılmış ve mikroişlemciyle alınan veriler hata tanımı yapıldıktan sonra GPRS (General Packet Radio Service) bağlantısı kurularak ana bilgisayar bağlantısı tasarlanmıştır [49]. Hongsheng tarafından yapılan bir sonraki çalışmada ise sonlu
elemanlar yöntemi kullanarak ısıl alan modeli oluşturulmuş ve çözünmüş gaz analiz sonucuyla birlikte hata tanılama sistemi gerçekleştirilmiştir [50].
1.2.5. Uzman sistemler, bulanık mantık, yapay sinir ağları
Son yıllarda güç transformatörlerinin arıza nedenlerinin belirlenmesi ve sınıflandırılmasında uzman sistemlerin kullanımının yaygın olduğu görülmektedir. Sistemden alınan verilerin fazla olması, matematiksel olarak ilişkilendirmelerin tam olarak kurulamaması ve bu değişimlerin doğrusal olmaması gibi nedenlerle uzman sistemlerin kullanımı giderek artmaktadır. Bu konuda transformatör yağı içerisindeki çözünmüş gaz oranları klasik yöntemlerden farklı olarak, bulanık mantık ve yapay sinir ağları ile değerlendirilmek suretiyle hata sınıflandırmasına dönük çalışmalar yapılmıştır [51, 52]. Booth tarafından geliştirilen farklı bir yöntemde transformatörün titreşim, akım, gerilim ve sıcaklık modelinden elde edilen veriler yapay sinir ağları (YSA) ile değerlendirilerek gerçek algılayıcı ölçümleriyle karşılaştırılmıştır [53]. Diğer bir çalışmada ise transformatörün ısıl modeli nero–fuzzy kullanılarak oluşturulmuş ve buradan elde edilen sonuçlar gerçek ölçüm sonuçlarıyla karşılaştırılmıştır. Aynı çalışmada nem ve kısmı deşarj modelleri oluşturularak benzer işlemler tekrarlanmıştır [54]. Galdi ve arkadaşları Radyal Tabanlı Ağ (RBFN–Radial Basis Function Network) kullanarak aşırı yüklenme durumlarını izleme amaçlı yeni bir model oluşturmuşlardır. Bu modelde yük akımı, üst nokta sıcaklık artışı, diğer meteorolojik parametreler giriş olarak tanımlanmakta ve çıkış olarak en sıcak nokta değeri belirlenmektedir [55]. Ippolito aynı çalışmayı dört yıl sonra bulanık mantık modeli kullanarak güncellemiştir [55,56]. Arıza tespitine dönük olarak yapay zekâ kullanımının önerildiği diğer bir çalışmada Bulanık Mantık, Uzman Sistem, Evrimsel Algoritmalar gibi farklı yöntemlerin birbirleri ile doğruluk açısından karşılaştırılması yapılmıştır [57]. Üsteki çalışmalara paralel olarak Yang ve arkadaşları, Bulanık Mantık, FLVQ (Fuzzy Learning Vector Quantization) ve BPANN, (Multi-Layered Back Propagation Based Artificial Neural Networks) uzman sistemlerinin karşılaştırılması yapılmıştır [58]. Osztermayer ve arkadaşları iyileştirilmiş devrede (on-line) izleme sistemi adı verdikleri modelde, Muhammad Arshad ve arkadaşları ise transformatörün yaşlanması ve ömür kestirimini hesaplamak için sistemden aldıkları verileri işlerken, yine bulanık mantıktan yararlanmışlardır [59, 60]. Marcela ve arkadaşları gaz kromatografi analizleri ile
fiziksel-kimyasal analizlerin sonuçlarını YSA ile değerlendirmiş ve transformatör yağı ve katı yalıtkanındaki arızaların teşhisine dönük bir çalışma yapmışlardır [61]. Diğer bir çalışmada transformatör yalıtkanlarının yaşlanma analizi YSA’dan yararlanılarak yapılmıştır. Giriş olarak yalıtkanın dielektrik özellikleri, polimerizasyon derecesi, çözünmüş gaz analizi verileri seçilmiş çıkış olarak yalıtkan ömrü, yağ ömrü ve transformatörün servis ömrü gibi bilgiler elde edilmiştir [62]. Transformatörlerin ısıl modellerinin oluşturulması, giriş parametrelerinin anlamlandırılması, sonuçlarının değerlendirilmesi, arıza tespiti, sınıflandırılması, erken uyarı, verilerin ortak değerlendirilmesi gibi konularda uzman sistemlerin öneminin gittikçe arttığı yapılan çalışmalardan da anlaşılmaktadır [63, 64].
1.2.6. Program tasarımı, uzman sistemler
Güç transformatörlerini izleme amaçlı ilk yazılım tasarımı Givelberg ve arkadaşları tarafından gerçekleştirilmiştir. Bu programda yağ ve ortam sıcaklıkları temel alınarak en sıcak nokta sıcaklığıyla ömür kayıpları hesaplanmıştır [34]. Bu konudaki diğer bir çalışmada devrede (on-line) ve devre dışı (off-line) izleme sistemlerine ait farklılıklar belirtilerek, devrede (on-line) bir izleme algoritması oluşturulmuştur. Bu algoritma ile sistemden alınan akım, gerilim, sıcaklık gibi veriler değerlendirilerek işletim sınır değerlerinin geçilip geçilmediği kontrol edilmiştir [18]. 2000’li yıllara gelindiğinde geliştirilen algoritmalar ve programlarda uzman sistemlerin kullanımı artmıştır. Wang ve arkadaşları transformatör arıza tanılama amaçlı YSA temelli bir program arayüzü geliştirmişlerdir [57]. Pudlo ve arkadaşları birçok transformatör sistemlerinden aldıkları verileri geliştirdikleri web tabanlı on-line izleme programı sayesinde operatörlerin kullanımına sunmuşlardır [65]. Diğer bir çalışmada Bochenski ve arkadaşları DTR adını verdikleri algoritma ile IEEE, IEC standartlarındaki yöntemleri kullanmak suretiyle, devrede (on-line) ve devre dışı (off-line) olarak sistemden aldıkları verileri değerlendirerek yağ ve sargı sıcaklıklarının hesaplanması ve ömür kayıplarının tahmin edilmesi amaçlı bir program tasarlamışlardır [66].
Günümüze geldiğimizde akademik çalışmalar ve standartlar ışığında bazı büyük üreticiler özellikle 2000’li yıllardan itibaren kendi izleme yazılımlarını geliştirmeye başlamışlardır. Bu konudaki sistemler henüz çok yeni olup, belli bir standartlaşma
yoktur. Bazı izleme sistemleri ABB, GE Energy, SIEMENS, ALSTOM gibi güç transformatörü imal eden üreticiler tarafından geliştirilmiştir. Bunun dışında BPL Global, Weidmann, Qualitrol Company, Morgan Schaffer, Kepco KDN, Acorn Energy, Mobius Consultants, CG Power Systems, Schweitzer vb. bazı firmalar da AR-GE çalışmaları ile birlikte farklı izleme sistemleri geliştirmişlerdir.
Transformatörün birçok yönden incelenmesi, modellenmesi gibi çalışmalar, transformatörün güvenli bölgede işletilmesi ve kullanım ömrünün uzatılması amacıyla halen devam etmektedir. Transformatöre ait doğru modellerin oluşturulabilmesi ve farklı yükler (değişken yükler, endüktif, kapasitif, kısa ve uzun süreli aşırı yüklenmeler, vb.) altındaki ısıl karakteristiklerinin bilinmesi tasarım aşamasında ve sonrasında servis ömrünün izlenmesi bakımından son derece önemlidir. Transformatörün yaşlanma analizleri gerçekleştirilirken sıcaklığın ve yüklenme durumlarının yanı sıra yaşlanmaya etki eden diğer unsurların da (yağın cinsi, kullanılan kâğıdın özellikleri, yağdaki nem-oksijen miktarı, vb.) bilinmesi daha doğru modellemeler yapılması açısından önemlidir.
Đzleme sistemlerinin, transformatörlerin yüklenebilirliğinin belirlenmesinde, arızaların saptanmasında ve önlem alınmasına yönelik çalışmalarda olumlu katkıları ilerleyen zamanlarda daha da iyi anlaşılacaktır.
1.3. Tezin Amacı ve Önemi
Periyodik bakımları ve kontrolleri yapılmayan transformatörlerde ortaya çıkan arızalar telafisi mümkün olmayan çok büyük zararlara neden olabilirler. Özellikle büyük güçlü transformatörlerde bu tip arızalar sonucunda beslenen bölgenin enerjisiz kalması, transformatörde oluşacak maddi zararın büyük olması, fazladan iş gücü gerektirmesi, kesinti süresinin uzun olması gibi olumsuzluklar ortaya çıkabilmektedir. Bu nedenle arıza önleme ve müdahaleye dönük arıza teşhis yeteneklerini üzerinde barındıran izleme sistemlerinin geliştirilmesi, özellikle güç transformatörleri için önem arz etmektedir. Son yıllarda transformatörlerin izlenmesine dönük olarak birçok yöntem önerilmiştir. Bu yöntemler, gözleme, arıza teşhisi, önlem alma gibi belirli amaçlar doğrultusunda geliştirilmiştir. Transformatörlerin izleme ve arıza teşhis amaçlı çalışmalarda çözünmüş gaz analizi, ısıl izleme, kısmi deşarjların belirlenmesi, yağdaki nem miktarının saptanması, katı
