A-GÜÇ TRANSFÖRMATÖRLERİ...2 DOBLE TESTLERİ...2 TRAFO VE REAKTÖRLER ÜZERİNDE % PF TESTLERİNİN YAPILMASI...2 BUŞİNGLER...3 TR BUŞİNG...

Transkript

1 A-GÜÇ TRANSFÖRMATÖRLERİ...2 DOBLE TESTLERİ...2 TRAFO VE REAKTÖRLER ÜZERİNDE % PF TESTLERİNİN YAPILMASI...2 BUŞİNGLER...3 TR BUŞİNG...4 İKAZ AKIMI TEST DEĞERLERİ...5 NÜVE ARIZALARI...6 DC İZOLASYON TEST DEĞERLERİNİN YORUMLANMASI...6 TR REAKTÖR %PF İZOLAYON YAĞI VE MEGGER TESTLERİ...6 KELVİN TESTLERİ (DC DİRENÇ)...8 TTR TESTLERİ...9 İZOLASYON YAĞLARININ GAZ ANALİZİ VE KİMYASAL TESTLERİNİN YORUMLANMASI - KODLANMASI GAZ ANALİZİ B - GENERATÖRLER STATÖR TESTLERİ STATOR MEGGER STATOR DC DİRENÇ ROTOR TESTLERİ DC İZOLASYON TEST DEĞERLERİNİN YORUMLANMASI GENERATÖR KUTUPLARINDA DC DİRENÇ VE EMPEDANS YÜKSEK GERİLİM ŞALT TEÇHİZATLARI KAPASİTİF GERİLİM TRAFOLARI TESTLERİ AKIM TRAFOLARI TESTLERİ: REAKTÖRLERDE EMPEDANS STATOR %PF MEGGER

2 A-GÜÇ TRANSFÖRMATÖRLERİ 1-DOBLE TESTLERİ % PF test değerlerinin yorumlanması öneriler nokta arıza tayini ve tamamlayıcı teyitler. TRAFO VE REAKTÖRLER ÜZERİNDE % PF TESTLERİNİN YAPILMASI Trafo ve reaktörlerin % PF testleri aynı özellik gösterdiğinden bu iki teçhizatı aynı bölümde inceleyelim. Şalt II TM de MVA lık bir trafo izolasyon yağı ile ilgili bir raporu ele aldığımızda 1983 yılında yapılan testlerde %PF 0,21 gibi bir yaşlanma süresi takip etmiş ve normal değerler de serviste kalması düşünülmüştür. Ancak 3 yılda bir testlerinin tekrarlanması gereken trafo 13 yıl testi yapılmamış ve 1996 yılında testleri yapılabilmiş ve izolasyon yağı % PF değeri maksimum 0,5 olması gerekirken 1,11 değerine erişmiştir izolasyon yağının 1,11 değerini hiçbir zaman sürküle, filtre veya yeni yağ ekleme yöntemiyle 0,5 lere veya altına çekemezsiniz zaten izolasyon yağının sargılar üzerindeki etkisi de % PF değerlerinden % 95 lere yakın yıllarında artış gösterdiği megger izolasyon test değerlerinde minimum izolasyon değerinden çok düşük olduğu görülmüştür. Elektriki testlerde izolasyon yağının değiştirilmesi gerektiği bellidir. Ancak prosedürde sadece elektriki testleri maliyeti çok yüksek olan izolasyon yağını değiştirmeye yetmez ( 1KG 3 $ ) kimyasal testlerde teyit etmeniz gerekir, o yüzden kimyasal testleri yapılmış ve izolasyon yağı değiştirmede belirleyici unsur olan renk sayısının 6,5 7,0 maksimum 5 olmalı Asiditenin 0,025 olması gerekirken 0,1199 olduğu ve iç yüzey geriliminin min.40 olması gerekirken 24 olduğu görülmüş ve bu kimya laboratuarın bu teyidiyle izolasyon yağının değiştirilmesine karar kılınmıştır. İzolasyon yağının zamanında değiştirilmemesinin trafo üzerinde yaptığı etkinin görülebilmesi için izolasyon yağı gaz analizi testleri yapılmış ve kodu bulunmuş ve sıvı izolasyon maddelerinin yetersizliği sebebiyle katı izolasyon maddelerinin erimeye yüz tuttuğu görülmüş ve izolasyon yağı usulüne uygun bir şekilde değiştirilmiştir tarihinde izolasyon yagı değiştirildikten sonra testler yenilenmiş izolasyon yağı % PF değeri 0,056 gibi ideal bir değere megger izolasyon değerinin izolasyon değerinin 5 katından fazla bir mega ohm değerine sargı % PF ise fabrika testlerine yakın bir değere ulaşmıştır. Ancak 1999 yılında yapılması gereken periyodik testler yine gerçekleşmemiş 2002 yılına kadar gelinmiş 2002 yılında yapılan testler neticesinde izolasyon yağının %PF Değerinin 6 yılda çok hızlı bir yaşlanma sürecine girdiği ve 0,245 seviyesinde olduğu bu değerin birkaç yıl sonra max izolasyon seviyelerine geleceği tecrübelerimiz göstermektedir.halbuki periyodik testlerle zamanında müdehalesı yapılan ve normal işletme şartlarındaki trafoların izolasyon yağı ömür süresi 50 yıldır bu yağa müdehale edilmezse 3-5 yıl sonra değiştirilmesi gerekecektir. Ancak megger izolasyon testlerinde bir önceki teste göre de 9 kat düşüş görülmüştür. İzolasyon yağı kimyasal testleri normal limitlerde çıkmıştır. izolasyon yağında su yoktur. 60 KV ta delinmeyen bir yağ vardır..sargılar nem almış özellikle YG sargısı daha fazla nemli olmakla birlikte izolasyon yağı %PF değeri umulandan daha yüksek seyirde değeri yükselmiştir.bunun sebebi şudur: tarihindeki gaz analizi testlerinde katı maddelerdeki erimeye yüz tutmuş izolasyon maddeleri ayrışarak oluşan partiküller izolasyon yağına karışmış ve izolasyon yağının %PF değerini yükseltmiştir. 2 Tap sız olan tersiyer buşhingin çatlak olması ve silikajel tertibatının yetersiz oluşu izolasyon yağına nemli havanın nüfuz etmesine ve trafonun sargılarını yağ sıcaklığından fazla olması sebebi ile izolasyon yağına karışan nemin sargıların üst kısımda birikmesine ayrıca petekteki ve rezerve tankındaki contaların patlak oluşu sebebiyle sağrıların nem alması hızlanmıştır. Bunun üzerine izolasyon yağının hızlı yaşlanmasını önlemek amacı ile izolasyon yağı ısıtılarak sargılardaki nem alınmış ve filitre edilmek suretiyle izolasyon yağı içindeki porteküller temizlenerek testler yeniden yapılıp izolasyon yağı %PF değerlere getirilmişside megger değerleri istenilen seviyeyi vermemiştir. İzolasyon yağının daha fazla vakum ve filitre 2

3 etmekle megger değerini yükseltmek izolasyon yağına zarar vereceğinden ekonomik olarak düşünülmemiş olup sürküle durdurulmuş trafo servise alınmıştır. Bu raporumuzda görülebilecek kısımlar şunlardır (periyodik programlar dâhilinde test yapılsa idi) İzolasyon yağı çok erken sürede yaşlanmamış olup uzun süre vazife yapacaktı. Katı izolasyon maddeleri özelliğini yitirip yıllar içinde erimeye yüz tutup izolasyon yağına karışmayacaktı. Trafonun ömrü daha uzun olup arıza anlarında sargı izolasyonları güçlü ve dayanıklı olacaktı BUŞİNGLER TEiAŞ sisteminde özellikle ASEA buşingler miktar olarak büyük yer kaplamaktadır. Arkadaşlarımızın bu tip buşingleri test ederken yanılgıları özellikle GOB A buşingler üzerinde durmamı sağlamıştır. Bilindiği üzere tipleri ve Amper değerleri aynı olan 154 kv luk bu buşingler kapasite olarak aynı değerleri göstermektedir. Uzun yıllar devrede kaldıkları halde MA değerlerinde kondonser katlarında delinme veya deforma yoksa kapasitif olarak değişiklik gösteremezler. Ancak değişik Doble cihazları ile yapılan testler veya ölçme hataları çok az bir değer değişikliği vermektedir. Şöyle ki aynı trafoda C1 değeri yıllar sonra bile.05 ile.06 arasında okuma ve cihaz hataları yanılgısı vermektedir. Ancak raporumuzda periyodik testte test edilen trafoda buşingin C2 değerleri limitlerimizin biraz üzerinde çıkarak 1 değeri elde edilmiştir. Test sırasında % nemin normal değerde ve buşing yüzeyinin temiz oluşu kuşaklı testte gerek göstermemiş ve MA değerlerinin ASEA buşinglerin normal değerinde oluşu kondonser katlarında bir değişikliğin olmadığı ancak buşing tep kapakları etrafında yağ nemlenmesi sonucu oluşan yağın buşing tap yağından veya kapak contasından yağ çıkardığı izlemini vermiş ve raporun sonuç bölümün de buşing izolasyon yağının eksik oluşu belirtilmiştir. Bunu üzerine ekibimle tekrar trafo merkezine giderek trafo bakım ekibimle buşing izolasyon yağını tamamlatmak üzere çalışmalara başladım. Bu tip buşingler de eksik yağ Tij kafasının üzerindeki 2 adet 5 inçlik 6 gen anahtarla açılan cıvataların sökülmesiyle tamamlanır. Bu cıvataların biri buşinge doldurulan yağ kadar havanın çıkmasını sağlar diğeri yağ doldurma deliğidir. Yağ seviyesi buşingin en üst petigotunun altına kadar dolmalıdır. Daha fazla yağ doldurmak izolasyon yağının sıcakta genleşmesini önleyeceğinden contaların patlamasına sebep olur. Ancak izolasyon yağının soğuk havalarda büzüşmesi için gerekli olan hava aralığı buşing tepindeki yaylı contanın bir anlık içeriye çekilmesi şeklinde olacağından buşing zarar görmez izolasyon yağının kontrol amacıyla 6 gen anahtarla sökülen buşing tij üst deliğinden plastik bir boru buşing içine doldurdum ve üst tijden dışarıda oranlama yoluyla tespitimde izolasyon yağlarının buşingde birinci petigot alt seviyesinde olduğu görülmesi üzerine izolasyon yağında bir problem olmadığı görüldü. Testçi arkadaşların genellikle düştükleri yanılgı şudur. Bu tip buşinglerin birçok buşingde olduğu gibi test tapları işletme anında bir yay vasıtasıyla toprağa temas ederek kondanser katlarındaki merkez iletkenin etrafında akışan indüksiyonları toplayarak toprağa boşaltırlar. Fakat test esnasında bu test tapı yayının HV ucu veya LV ucuna bağlanan bir iletken vasıtasıyla buşing gövdesine doğru itilerek toprakla teması kesilmesi lazımdır. Bu tap deliği 4 mm kalınlığında olup testler sırasında HV veya LV ucuna bağlanan 1,5 2 veya 4 mm kalınlığında izole tesisat kabloları vasıtasıyla testleri yapılmaktadır. Ancak bu tesisat kabloları 500V AC dayanıklı TSE li kablolar olup şalt sahaları etrafı bu tip kablolardan çok miktarda bulunmaktadır. C1 izolasyon ölçülürken LV ucuna bağlanmış bu tip kablolar vasıtasıyla yapılan testlerde LV ucu test tap ucunda olduğundan testleri fazla etkilememektedir. Ancak C2 ve C1+C2 izolasyonları ölçülürken HV ucuna bağlanan bu tip kabloların izolasyonları test 3

4 sırasındaki 1,5 ve 2 kv AC voltajına dayanıklı değildir. Özellikle HV ucuna takılan bu tip kabloların test sırasındaki 1,5 ve 2 kv test voltajında izolasyonları delinmektedir. HV ucuna takılan bu tip kabloların test sırasında mukuvameti artırdığından 4 mm lik 500 v izolasyonlu kablo seçilmesi test tap hazinesine tam teması sağlamaktadır. Etrafı topraklı olan tap hazinesi test sırasında toprağa kaçakları da beraberinde getirmekte bir nevi HV ucuna bağlanan test kablosunun izolasyonu ölçülmekte olup test sırasında yanlış değerler elde edilmektedir. Bizim testimizde testler aynı kabloyla yapılmış ve C fazı C2 izolasyon normal değerde bulunduğu halde A ve B fazları % PF C2 ve C1+C2 izolasyonları yüksek bulunmuştur. İzlenimlerimde testlere ilk önce C fazında başlanmış ve bu fazda test kablosuna verilen 2 kv AC testleri sırasında azda olsa izolasyon bozulmuşsa da A ve B fazı testlerinde tamamen bozularak yanlış test değerleri elde edilmiştir. Testlerimiz izolasyon seviyesi 2 kv AC gerilime dayanıklı test kablosuyla tekrarlanmış ve yüksek bulunan C2 ve C1+C2 izolasyonlarının %PF değerleri.63 gibi ideal değerlere erişilmiştir. Aynı test izolasyon seviyesi 500 v olan 4 mmlik test kablosuyla yapılmış ve C izolasyonları %PF değeri 1 in üzerinde okunmuştur. TR BUŞİNG KT 01/12 nolu raporumuzu ilginç kılan % nemin 53 değerinde olması sırasında testleri yapılan 4 buşing üzerinde nemin üç faz buşinginde aynı etkiyi göstermeden sadece C fazında göstermesidir. Trafo buşingleri aynı markadır. Tip olarak A-B-C fazları aynıdır. Ölçüm değerlerine baktığımızda kapasite değerleri normal limitlerimizdedir. Cl izolasyonu ölçülürken buşing yüzey kaçakları da devreye girmektedir. Yüzey kaçaklarını yok etmek amacıyla buşing üst 3. ve alt 2. petigotları özel yarı iletken lastik aparatla kuşaklanmış ve usulüne uygun testler yapılarak ideal değerler elde edilmiştir. Ancak % nemin test şartlarının biraz üstünde olması sadece bu buşingi etkilemesinin sebebi araştırılmış ve buşing üst contasının deforme olması sonucu sıcaktan genleşen trafo yağının buşing pedigotları üzerinden akması sonucu havada oluşan toz ve çamurların buşing üzerinde bulunan yağ tabakasına yapışmasına ve % nemin az miktarda havada yoğunlaşması A ve B fazlarındaki buşinglere nazaran C fazında daha fazla nemin birikmesine sebep olmuş ve C2 %PF değerini yükseltmiştir. Nötr merkez iletkenine bağlı buşingin tipi değişiktir. Genellikle bu tip buşingler 72 kv olurlar ve 800 A dirler. Ancak kapasite değerleri normal olan buşingin C2 ve C2 deki watt değerlerinin yüksek oluşu %PF değerlerinin de çok yüksek çıkmasına sebep olmuştur. Biliyoruz ki Cl ve C2 değerlerinin toplamını MA ve watt değerlerinde Cl+C2 değerini matematiksel olarak teyit etmesi gerekir. Ancak MA değerlerinde teyit olunduğu halde watt değerlerinde matematiksel teyidin sağlanamaması test sırasında doble cihazında ölçüm skalasının devamlı akma göstermesi zayıf olan izolasyon seviyesinin değişken tavır göstererek aslında skala ibresinden en son okunan değer olması yanlış değerin alınmasına sebep olmuşsa da Cl+C2 değeri Cl ve C2 değerleri watt değerleri toplanıp matematiksel hesaplansa bile çok yüksek %PF değeri elde edilir. Tek başına Cl+C2 %PF değeri de yüksek olduğundan buşingin sökülüp kurutulmasına ve izolasyon yağının değiştirilmesi sonucu N buşingi normal test değerlerine gelmiştir. Ancak görülüyor ki bu trafoda da1996 tarihinde yapılan testlerde A ve C fazı C2 %PF değerleri yüksektir. Fakat 2000 yılında yapılan testlerde C2 kısmının %PF değerleri normal seviyede bulunmuştur. Unutmayalım ki hiçbir zaman işletmede olan veya yedekte bekleyen hiçbir teçhizatta izolasyon seviyesi düşmez. Aksine devamlı, çok az da olsa yükselme gösterecektir. Fakat işletmede olan bu buşinglerde yüksek olan izolasyon seviyesi düşme göstermiştir. Bir önceki 4

5 raporda bahsedilen test iletkeninin 1996 yılında test izolasyon voltajına uygun olmaması bu esnadaki testleri olumsuz etkilemiş ve yanlış %PF değerleri ölçülmüş 2000 yılında aynı buşinglerin standarda uygun test aparatıyla ölçülmüş olması bize sağlıklı ve gerçek değerleri vermiştir. Ayrıca bu kısımda bahsedilmesi gereken önemli bir nokta da şudur: C2 ve dolayısıyla C1+C2 izolasyonlarını iyileştirmek maksadıyla buşing izolasyon yağını değiştirmek sonuç vermemektedir. Kapasitesi normal ancak watt kayıpları yüksek buşinglerin iyileştirilmesi kondanser katlarını kurutmak ve aynı zamanda izolasyon yağını değiştirmekle mümkün olmaktadır. Bunun içindir ki buşingin trafodan sökülüp izolasyon yağının boşaltılıp izolatörsüz kondanser kısmının fırınlanarak yeni yağ ile usulüne uygun doldurulup monte edilmesiyle ideal değerler elde edilebilir. İKAZ AKIMI TEST DEĞERLERİ Ben bu dokümanlara başlarken ilk sayfada izolasyon bir trafo için en önemli unsurdur demiştim. İzolasyon bozukluğu bir çok arızanın sebebidir. İzolasyonu limitlerde olan bir teçhizatın arıza vermesi nadirendir. Batman trafo merkezinde işletmede iken 200 MVA gücünde bir trafo gelmesiyle 150 MVA lık ( seri No 31403) trafo KIZILTEPE TM ye naklediliyor. Nakledildikten sonra montajı yapılıyor. İzolasyon yağı dolduruluyor. Vakum filtre sonrası ekip testlere başlıyor ve test sonrası Batman test ekibi gerekli testleri yapıyor ve test sonrası tersiyer sargı b-c arasında değer okunamıyor uzman ekip olarak Elazığ test ekibi KIZILTEPE ye genel müdürlük emriyle yollanmış aşağıda ki sorunlar Genel müdürlük tarafından oluşturulmuştur. Acaba Batman test ekibinin cihazlarında bir kalibrasyon ayarsızlığımı var? Test metotları yanlış olabilir mi? Yoksa Batman ekibinin test sırasında gözden kaçırdığı bir arıza şekli mi var düşüncesiyle. Elazığ ve Batman test ekipleri bir ortak test çalışması yapıyoruz ve testleri gerçekleştiriyoruz. Testlerde Batman test ekibinin test değerleriyle aynı değerleri buluyoruz. Testler üzerinde bir kritik yapıyoruz. ELT- 05/22 nolu raporumuzda görüleceği üzere %PF testlerinde CH ve CL değerlerinde bir kapasite artışı vardır. İkaz akımı testlerinde ,8 kv sargıların C fazı testlerinde önceki testlere göre %1200 farklılık göstermektedir. Ayrıca A-B fazı ikaz değerlerinin aynı C fazı değerinin her üç sargıda % olarak fazla çıkması sanki C fazı sargısında nüveye- tank veya boma yaklaşma şeklinde düşünülmüş ve C fazı buşingi ve bomu merkez iletkeniyle birlikte tanktan sökülmüş ve ikaz akımı değerlerinde herhangi bir değer değişikliği olmamıştır. İkaz akımının özellikle bu tarzda dengesizliği sargının nüveden çıkması- dağılması nüvenin silisli sacların kısa devresi şeklinde yorumlanabilir. Bu tip bir arızanın oluşabilmesi için trafonun nakliye esnasında devrilmesi lazım. Ancak bota alınan izolasyon yağı akabinde bizzat menhol kapağından tank içine girmeme rağmen yaptığım incelemeler de kademe bağlantıları da dahil gözle görülebilecek herhangi bir aksaklık görmedim. Bunun üzerine trafo Demonte veya monte esnasında bir şekilde hasar gördü düşüncesiyle özellikle C fazı sargılar üzerinde merkez iletkeni de dahil incelemelerinde bulundum. Anormal bir durumda karşılaşmayınca raporumuzun 2. kısmında verilen test değerlendirilmesi bölümündeki yoruma getirerek trafo Demonte edilip S.B.T atölyesine gönderildi. S.B.T atölyesinde tanktan çıkarılan sargıda yapılan gözle incelemelerinde trafoda bol miktarda nemin olduğu tank içindeki köşe ve cıvata diplerinin su zerrecikleriyle kaplı olduğu 5

6 dışarıya alınan sargının yağla birlikte su damlacıkları da aktığı görülmüştür. Demek ki trafoya Kızıltepe de doldurulan izolasyon yağının bota alınmadan sürküle işlemi yapılmış nemli varillerden direk tanka yağ basıldığı izlemini vermektedir. Bunun üzerine trafo 15 gün fırınlanarak kurutulmuş ve tarihinde yapılan testlerde ki tüm testler ideal gibi gözükmektedir. Bu trafoya Gölbaşı labaratuarında 140 Kv AC testi uygulanmış ve herhangi bir anormal durumla karşılaşılmamıştır. NÜVE ARIZALARI Değerli hocamız Sayın Günaltay ACAROĞLU beyin 1982 yılında bulmuş olduğu nüve arızalarına ışık tutan bu testi yorumlamak haddime düşmez ama ben sadece hocamın yorumlarını geliştirerek bilgiler sunacağım. Şöyle ki anılan trafonun 1981 yıllında yeni servise girmesi sebebiyle trafo üzerindeki testleri yaparken alçak gerilim sargı testlerinin girdiği ölçümlerde 8 kv ta deşarj seslerini atlama şeklinde duyma şeklinde bir arıza tespit etmiştir. Buna istinaden biz raporun sonuç bölümünden başlarsak trafo nüve toprağı kopuk olduğundan alçak gerilim sargısı nüveye yakın sargıdır. Özellikle alçak gerilim sargısında bu ses duyulur test sırasında YG sargısındaki deşarjlar AG sargısının üzerinde toplanarak ani deşarjlar şeklinde değil de indüksiyon toplaması şeklinde olduğundan YG testleri ile ilgili testler sırasında bu sesler duyulmamıştır. Yoksa AG veya YG sargısı nüve topraklaması diye bir bağlantı laması söz konusu değildir. Hocam incelemelerinde aynı evsafta ki bir trafoya aslında incelemiş ve CL değerindeki kapasite düşüş değerinin farkına varmıştır. Yüksek gerilim ikaz akım testlerinde beklendiğinde bu sargı üzerinde de biriken deşarjların ya direk ya AG sargısı kapasite birikmeleri sonucu nüveden tanka atladığı duyulmuştur. Daha sonraki ikaz akımı testlerinde kapasitif deşarj seslerini duymaması ise doyuma ulaşan sargıların atlama şeklinde değil de sürekli geçiş şeklinde kapasitif deşarjları boşaltması atlama deşarjlarının duyulmamasına sebep olmuştur. Dikkat edersek TTR testleri- Megger DC direnç- buşing testleri normal olan trafonun AG sargısının kapasitesindeki % 40 oranındaki düşüşün daha sonra bizlere 23 yıl ışık tuttuğu birçok raporda vardır yılında gazların kimyasal analizlerini teyit etmek çok zordu. Ama şimdi bu testi teyit edecek analiz yorumları yapılabilmekteyse de hocamın ilk defa servise girecek bu trafoda arızayı fark etmesi büyük ustalıktır. Raporumuzun içeriğinde hocamın yorumlarını kısım kısım inceleyelim. DC İZOLASYON TEST DEĞERLERİNİN YORUMLANMASI TR REAKTÖR %PF İZOLAYON YAĞI VE MEGGER TESTLERİ Test ekipleri her teçhizatta olduğu gibi reaktör ve trafoların testinden sonra önerilerini de bildirmek zorundadır. Ancak izolasyonu bozuk olan trafoya veya reaktöre sadece sürküle ediniz önerisinde bulunmak zaten eksik bilgiye sahip trafo bakımı ekiplerini yanlış yönlendirecektir. O yüzden sürküle işleminin yaptırmanın önemini belirtip daha sonra %PF 6

7 testlerini değerlendirelim sürküle işleminin şekillerini Yüksek Gerilim teçhizatlarının testleri konulu kitabımda bahsetmiştim testçi mutlaka trafo izolasyon yağının ısıtma derecesini trafo izolasyon yağını tahminen kaç saat yapılacağını trafonun hangi kısımında sürküle yapılacağı (tank, petek, rezerve) belirtilerek yapılmalıdır. Burada 3 faz ayrı ayrı 3 reaktör üzerinde izolasyonla ilgili tüm testleri yaparak inceleme ve yorumlarda bulunacağız. KT 96/46 nolu raporumuzda A fazı reaktörü izolasyon yağı %PF değeri 1990 yılında 0,56 iken bu değerin 0,5 den yüksek Rmin değerinin 1900 megaohm değerinden 1,8 katı olması ideal değerinin 5 katı kadar olmaması ve kimyasal test sonuçlarının ( daha önce bu konudan bahsettik) limit dışında olması izolasyon yağının değiştirilmesi gerektiğini işletme yetkilerine bildirilmiş ve bu değer B ve C fazı reaktörlerinde de izolasyon yağı %PF kimyasal test ve megger izolasyonları değerlerini düşük olması sebebiyle izolasyon yağları değiştirilmiştir. Bu karar yerinde ve isabetli olmuştur. Şayet yağ değiştirilmemiş olsaydı telafisi mümkün olmayan izolasyon bozuklukları olacaktı. Fakat izolasyon usulsüz bir şekilde değiştirilmiş izolasyon yağı nemli iken botta nemi alınmadan trafoya doldurulup trafo içinde izolasyon yağı nemi alınmış ve Elektriksel testler yapılmadan kimyasal test sonuçlarına göre karar verilmiş ve yeni yağ standartları kimya laboratuarında görülmüş 60 kv da delinmeyen elektriki testler yakalanmıştır ve zaten renk ve diğer testleri yeni yağ olduğu için standartlar dahilinde bulunan izolasyon yağı kimyasal testlerine göre trafo servise alınmıştır. Şayet bu reaktörler üzerinde elektrik testleri yapılmış olsaydı izolasyon yağı sürkülesi esnasında nemin sargılara intikal ettiği değerlerden anlaşılacak ve kusturma yöntemiyle bu nem sargılardan atılacaktı. Hata büyüktür yılına kadar testleri yapılmayan teçhizat bu tarihte test programı gereği testler yapılmış ve 6 yıl süre zarfında CH %PF değerlerinin A fazı hariç B fazında yağ değişiminden önceki değerlere C fazında ise 1990 yılından önceki izolasyon yağı değişmeden önceki %PF değerinin 2 misline yükselmiştir. İzolasyon yağı %PF değerinin her üç fazda 6 yılda %260 oranında artma gösterdiği görülmüştür. Hâlbuki izolasyon yağı 1992 yılında değiştirildiği zaman değeri civarlarındaydı. Demek ki 3 5 yıl sonra izolasyon yağı %PF. 5 civarlarına gelecek ve tekrar yağ değişmesi gerekecektir yılında yapılan kimyasal test sonuçlarının da renk iç yüzey gerilme değerlerinin istenmeyen miktarda yükseldiği görülmektedir. Reaktör izolasyon yağının tasfiyesi istenmiş aynı hata tekrarlanmış ve izolasyon yağı DE dayanım testi 60 kv ta kadar getirilmiş sürküle işlemine son verilmiş ve kimyasal test sonuçlarını göre tekrar servise alınmıştır yılında yapılması gereken testler 2004 yılına sarkmış ve 8 yıl sonra yapılan testlerde A fazı CH %PF değerinde %292 izolasyon yağı %PF değerinde %200 Megger izolasyon değerinde %387 düşüş ve 46 kv ta denilen bir izolasyon yağı ile karşılaşılmıştır. B fazında ise CH %PF değerinin %2000 civarında artış gösterdiği izolasyon yağı %PF değerinin ise %200 arttığı izolasyon yağının 46 kv ta delindiği görülmektedir. İzolasyon Megger değerlerinin de A ve C fazı ile aynı oranda düştüğü görülmektedir. C fazı CH %PF değeri%261 izolasyon yağı%pf değeri %174 artmış olduğu görünüyor. Her üç fazdaki reaktörler izolasyon yönünden aynı özelliği göstermektedir. Sargı izolasyon deformasyonu aynıdır. İzolasyon yağındaki nem 1992 yılında yağ değişimi sırasında sargı ve katı izolasyon maddelerine intikal etmiştir. Bu nemin katı izolasyon maddeleri (Fiberler-Tahta Takosları- Kağıt) üzerinden atılması sürküle yoluyla mümkün olmaz. siz sürküle esnasında bakır sargılar üzerindeki izolasyon maddeleri üzerindeki nemi alabilirsiniz. Tahta ve takoz üzerindeki nemi alamazsınız. Tahta takoz üzerindeki nem teçhizat servise alındığında oluşan deşarjlar sonucu oluşan yüksek ısıda izolasyon yağına karışır ve izolasyon yağına karışan nemi sürküle yoluyla alabilirsiniz. Bakınız defalarca izolasyon yağı sürküle edilmiş 60 kv delinme gerilimine haiz yağ bir süre teçhizatın yüklenmesi sonucu 40 kv ta delinmeye başlamıştır. Peki bu nem nereden gelmektedir. 7

8 Bu nem işte katı izolasyonlardaki suyun çalışan teçhizatta aşırı ısınmalar yoluyla izolasyon yağına karışması sonucu izolasyon yağının40 45 kv seviyelerinde delinmesine sebep olacaktır. Halbuki 1992 yılında usulüne uygun izolasyon yağı değişimi yapılsaydı 13 yıl bu şekilde uzun sürmeyecek bir işleyiş olacaktı. Teçhizat normal seyrinde yaşlanmaya devam edecekti. Ancak 1992 yılından 2004 yılına kadar A-B-C fazları CH MA kapasite değerleri incelendiğinde cihaz okuma hataları dışında bu değerlerde herhangi bir değişikliğin olmadığı sargı kâğıt deformasyonu olmadığı görülmektedir yılında yapılan testlerde özellikle B faz CH %PF değerinin olması C fazının ise CH %PF değerinin Max seviye olan 1 e yaklaşması CH %PF. 78 olması bu iki faza ait reaktörün servise alınmaması gerektiğini limitlere göre sonuçlandırmamız gerekirdi. Normal bir yorumla teçhizat kısa sürede sargı kısa devresi şeklinde kendini göstererek arızaya sebep olacaktı. Ama 13 yıl seyrini takip ettiğimiz reaktörün A ve C fazlarının Megger DC testleriyle aynı değerleri taşıdığı aynı oranda düşüş gösterdiği görüldüğü halde B fazı %PF değeri neden bu kadar yükselmiştir sorusu hâsıl olmaktadır. B fazı katı izolasyonları diğer fazlara göre daha fazla nemlenmiş ve diğer fazlar bu nemi kısmen atabildiği halde B fazı atamamıştır. Nem katı izolasyonunun daha derin seviyelerine işlemiştir. Reaktörler yine izalasyon yağı tasfiye işlemine tabi tutulmuş izolasyon yağı içindeki nem alınmış ve kv ta delinen yağ 60 kv ta sürküle yoluyla çıkartılmıştır. Teçhizatın dışarıdan bu kadar kısa bir sürede yüksek miktarda nem alması mümkün değildir. Her üç fazında hava ile bu şekilde doğrudan temas etme durumunda bile kısa sürede nem alması mümkün olmaz. Katı izolasyonda nem olduğunu ispatlamak istersek son raporumuz ELT:05/16 nolu raporda sürküle sırasında 60 C çıkarılan izolasyon yağına bu sıcaklıkta testler yapılmış ve reaktör CH değeri %PF 1,43 değeri okunmuş aynı reaktör bekletilmiş ve sıcaklık 10 C ye düşünce %PF değeri 6.9 bulunmuştur. Katı izolasyon maddeleri sıcakta izolasyonlarını güçlendirirler yani elektriği geçirgenlikleri azalır. O yüzden düşük ısı derecelerinde %PF değerleri yükselir. Bu reaktörde de böyle olmuştur. Bu durum sargı izolasyonları üzerinde fark edilmeyecek kadar azdır. Çünkü yapıları vernik- Amyantiplik- ipek vs gibi sıcaklıkla izolasyonu değişmeyen maddelerden yapılmıştır. ELT 05/16 nolu raporumuzda görüldüğü üzere her üç faz Megger izolasyonlarında sürküle yoluyla yapılan izolasyon yağı nem alma sistemi ile trafo 1 ay servise alınmış 1 ay sonunda reaktörden alınan izolasyon yağı numunesi test edilerek 50 kv un altına düştüğü görülmüş ve her seferinde sürküle vasıtasıyla izolasyon yağı nemi alınmış 60 kv ta kadar çıkartılıp reaktör tekrar servise alınmış ve bu işleme tarihinden tarihine kadar devam edilmiş bu rapor yazıldığı anda B fazı%pf CH değeri 20 C de 4.02 ye düşmüş Megger değeri ise 380 /tank 10. dk değeri 6500 Mega ohm a yükseltilmiş ve her ay bu işlem takip edilmektedir. Aslında burada yapılması gereken esas işlem şu şekilde olmalıydı: reaktörlerdeki katı izolasyonlara bir şekilde sirayet etmiş nemin atılması çok zor olduğu tarafımızdan bilinmekteydi. Demontaj edilip SBT atölyesine gönderilip fırınlanıp neminin atılması gerekirdi. Ama hem ekonomik olmayışı hem de sistemde bu tip reaktörlere sürekli ihtiyaç olması aylarca sürecek kurutma işlemi ve nakliye işleminin ağır işçilik gerektirdiği düşüncesiyle daha basit ve kolay olan kusturma- filtre-vakum yöntemi uygulanmıştır. KELVİN TESTLERİ (DC DİRENÇ) Bucholz sinyalinden açma gelen trafo üzerinde yapılan testlerde DC direnç 10. kademe değeri hariç tüm testler normaldir. Ancak önceki test değerlerinde her üç faz 154 kv 8

9 DC direnç değeri matematiksel simetrik değeri 10. kademe hariç diğer kademelerde ve a-b fazları ölçümünde %1.07 e yaklaşan bir değer yüksekliği göstermektedir. Hata oranı çok küçük olan bu değer göz ardı edilemez. Çünkü 10. kademe hariç 16 kademede diğer fazlarda aynı her kademede değer yakalanmış ve sayısal eşitlik vardır. 10. kademe 1. ölçmesinde %0.95 kadar ohm seviyesinde yükseldiği görülmüştür. Trafo kademesinin bir önceki kademe olan 11 e alınmasıyla tekrar 10. kademeye alınmış ve her seferinde değerin çok azda olsa yükseldiği görülmüş ve seri numaraları değişik 4 cihazla testler teyit edilmiş ve 10. kademe 154 kv C fazı sabit kontağının karbonlaşmış ve arklı olduğu görüşü hasıl olmuştur. Burada hareketli kontak hasarlı olamaz çünkü hareketli kontağın çalışma prensibi olarak kademe değiştirildiğinde sabit kontak üzerinde gezerek sargıyı devreye sokar. Bu nedenle sadece bahsedilen kontak arızalıdır. Arıza teyidi için yağda erimiş gaz analizi testlerden kodu yakalanmış ve bu kodun karşılığı olarak bağlantı yerlerindeki kötü temas nedeniyle kontaklarda karbonize olur iletkenlik azalır ve devre nüve veya tank üzerinden tamamlanır ibaresini kimya laboratuarının bildirmesi arıza teyidi karşılıklı sağlanmıştır. Trafonun arıza yeri şekilde de görülmektedir. Trafo 10. ve 10. kademeden sonraki kademelerde yük altında kademe çalıştırıcı çalıştırmamak şartıyla 9. kademeye kadar 9. kademe dâhil yük altında kademe değiştirici yüklü çalıştırabilir ancak 10. kademe kesinlikle çalıştırılamaz. 11. kademeye yüksüz trafo bırakılıp 9. kademeden 11. kademe ve üst kademelerine alınıp 11. kademe ve sonrasında çalıştırılabilir. Trafonun bu anda tamiri mümkün değildir. Trafo 10. kademe hariç tüm kademelerde 1996 yılından beri çalıştırılmakta yağda erimiş gaz analizi testleri ve elektriki testleri periyodik olarak yapılan trafoda 10. kademe arızası hariç herhangi bir arıza indüksiyonu yoktur. Trafo şu an devrededir. DC direnç testlerinde mutlaka hassas hata oranı % 0,1 seviyesinde hassas cihazlar kullanmalıyız. Ducter cihazıyla yapılan trafo DC direnç testleri hata oranı yüksek ve test yapmış olmak için yapılan testlerdir. Özellikle arıza arama testlerinde mutlaka Kelvin cihazları veya hata oranı çok düşük cihazlar kullanmalıyız. Bucholz da arıza sonrası yanıcı gaz tespit edilmesi veya arıza sinyallerinden birinin çalışarak servis harici olan trafolarda testlerde arıza bulunamaması sırasında hassas yapılan DC direnç testlerinde her teçhizatta olduğu gibi trafo testlerinde mutlaka arıza yeri tespiti yapılabilmektedir. TTR TESTLERİ Transformatörlerde sarım oran test değerlerinin yorumlanması öneriler. Nokta arıza tayını ve teyitler Raporunda arızalanan trafo alçak gerilim kısmının kv olması izolasyon ve kapasite değerlerini ölçmemizi mümkün kılmamaktadır. Bucholz açma sinyalinden servis harici olan ve gazının yanıcı olması izolasyon yağının gliserinli yağ ihtiva etmesi gaz analizi testlerini yapma imkanı vermemektedir. Generatörlerde ikaz trafolarında işletme şartlarında kademe değiştirmeye hiçbir zaman ihtiyaç olmaz. Ancak generatör sargıları ikazlı kurutulurken kademe değiştirme mekanizmaları yüksüz kademe değiştirme mekanizması sistemine sahip olan bu tip kademe değiştiriciler ikaz voltajını tehlikesiz bir seviyeye getirmek amacıyla sadece statör sargıları kurutulurken ikaz voltajını en alt seviyeye getirmek maksadıyla kademe mekanizması elle çevrilir. Yani alt voltaj kademesine alınır. İşte böyle bir kurutma sonrası işletme kademesine getirilen trafo kademelerinin tam oturmaması sonucu zamanla gevşeklik veya kademe kontaklarının bir birine yakınlaşması sonucu bu tür arızalar vermektedir. İşte bu tip trafoların kademe mekanizmalarının oynatılması sonucu arızalar 9

10 verdiği düşünüldüğünde işletme kademesi olan üçüncü kademede önceki testler yapılmıştır. Üçüncü kademede yapılan testler voltaj kademesinin en yüksek kademesi olan birinci kademe testlerini yapmış olsak bile mono faze olan bu trafonun önceki birinci kademe testleri olmadığından kıyaslama imkânı doğurmayacaktır. Ancak kıyaslama yaptığımızda YG %PF değerlerinin kapasite değerleri bir önceki testi teyit etmesi sargı izolasyonlarının bozulmadığını ve nüve ile sargı dizaynı arasında bir deforma olmadığını göstermektedir. Megger izolasyon testlerinin de bir önceki testleri teyit etmesi ve istenilen seviyede olması sargılarda izolasyon maddelerinin tankla yakınlaşmadığını ve izolasyonun bozulmadığını göstermektedir. Ancak trafo işletme kademesi olan üçüncü kademede çalışırken zaten yük altında kademe değiştirici mekanizması bulunmayan trafo kademe değiştirme mekanizması altı ay önce bir alt kademeden bir üst kademeye getirilmiş ve Altı ay boyunca hizmet verdikten sonra işletmedeki kademesi TTR sarım test oranları test değerlerini veriyor ve hasarsız olması 4. ve 5. kademe TTR sargı orijinal değerlerini vermesinin sebebi ise kademe mekanizması ile 4. kademeden 3. kademeye getirilen trafo hareketli kontağı 3. kademe sargı sabit kontağına oturtulmuş ancak hareketli kontak mekanizması her kontak arasında 5cm lik mesafesi bulunan sabit ikinci kademe kontağına 3. kademe kontağını biraz ileride kavradığından 1 cm veya 2 cm yaklaşması sonucu 2. ve 3.kademe sargı sabit kontaklarına generatörden gelen ani darbeler ve zamanla oluşan deşarzlar sonucu atlayarak üçüncü kademe vazife görmekte olan sabit kontaktan 2. ve yanında bulunan 1.kademe sabit kontağına atlama yaparak ark sonucu arızaya sebebiyet verdiği düşünülmüştür. Ancak kademe mekanizmasının 1. ve 2. kademeye getirilmemesi bu kontakların erimesi sonucunda hareketli kontağa geçmediği görüşü hasıl olmuştur. 1 ve 2.kademe sargılarının trafonun yapısından dolayı devrede olmayışı sargılara hasar vermediği CH ve CHL kapasite değerinden anlaşılmıştır. Ancak hareketli kontağın 3.kademede DC direnç değerlerine göre çok az bir hasar gördüğü kademelerdeki TTR testlerinde anlaşılmıştır. DC direnç değerlerinin bir önceki test değerlerinden 3 kat fazla değerde oluşu hareketli kontağın azda olsa hasarlandığını göstermekle birlikte TTR değerlerinin kademelerde TTR nin 8 V AC ölçüm değerinde sabit kontakları kavradığı ve ölçüm yapabilmemiz sabit kontaklarının tahribatsız hareketli kontağın 2.kademeye yaklaşan tarafın tahrip olduğu düşüncesini bizde kılmıştır. Raporumuzda da görüldüğü gibi TTR test sonuçları bize sargıların ve izolasyonun normal limitlerde ve deforme olmadığını ancak hareketli kontağın bir kısmının ve 1 2.kademe sargılarının sabit kontaklarının tahrip olduğunu göstermiş ve trafo tarafımızdan sargıları tanktan sökülerek kontaklar tamir edilmiş ve testler gerçekleştirilmiş ve normal değerler bulunmuştur. İZOLASYON YAĞLARININ GAZ ANALİZİ VE KİMYASAL TESTLERİNİN YORUMLANMASI - KODLANMASI GAZ ANALİZİ 100 MVA lık trafomuzda Bucholz açma rölesi çalışmasıyla Bucholz sinyal rölesi çalışmış ama trafo diferansiyel rölenin çalışmasıyla servis harici olmuştur. Trafo üzerinde arıza sebebi kısa süreli devam etmiştir. Bucholz sinyal rölesi içinde Bucholz açma rölesini çalıştırabilecek yeteri miktarda gaz birikmemiştir. Bucholzda biriken gaz ne kadar az olursa arızanın boyutu da o kadar azdır. Mahir hocamız CH ve CL, MA değerlerinin bir önceki CHL testleriyle aynı olmasının nüvenin dağılmadığını %PF ve megger testlerindeki değerlerden de sargı izolasyonlarında kavrulma ve sargı tank arızası şeklinde bir arızanın olmadığını görmüştür. Trafo işletme anında arıza verdiği kademe olan 8.kademede ikaz akımı testleri yapılmış ve 154 kv ve 35 kv C fazı ölçümlerinde gerilim yükseltilmiş trafo C fazı sargılarında sipir kısa devresi olduğu TTR testlerinde C N / c - n belli olmaktadır. Ancak arızanın 154 kv veya 36 kv sargıda olduğunu ispat içinde 35 kv c - n DC direnç testlerinde önceki ve a b fazları DC direnç testleriyle karşılaştırıldığında görülen farklılık üzerine 35 10

11 kv C fazı sargısında sipir kısa devresi vardır demiştir. Doğru hatasız bir yorum yapmıştır. Bizim esas konumuz trafo testleriyle eş zamanlı örneği alınan yağ numunesinin Ankara kimya laboratuarının almış olduğu test numune sonuçlarıyla karşılaştırırsak Namık hocam görüş olarak alçak gerilim - Toprak sargı nüve yada sargılarda kısa devre oluşmuş demiştir. Yağda erimiş gaz analizlerinde elektriki testlerin teyidi ile elektriki testlerde görülmeyen sinsi gelişen arızalar ve yapılan elektriki testlerin doğruluk teyidi yapılabilmektedir. TEİAŞ kimya laboratuarları doğru çabuk ve güvenilir yorumlar yaparak elektriki testlere her bakımdan yardımcı olmaktadır. Trafo ve reaktörlerde Test Müdürlüğü prensip olarak Bucholz sinyal-açma diferansiyel ve tank koruma rölelerinden birinden servis harici olan trafo ve reaktörlerde yağda erimiş gaz sonuçları yorumları ile elektriki test sonuçlarına göre teyit niteliğinde bilgiler alındıktan sonra arızasız durumlarda trafo ve reaktörleri denemeye test sonuçlarından alınan sonuçlara göre arızalı bulunan trafo ve reaktörlerin gaz analiz ve elektriki test sonuçlarının teyitlerini sağladıktan sonra demonte ve tamir işlemlerini yürütmemekte rutin testler dışında ve elektriki testler arasındaki sonuçları teyit ettirmektedir. Arıza anında nadiren de olsa işletmecilerin sistemdeki aksaklıkları asgariye indirmek gayesiyle testçilere acele karar verme yönünde telkinleri olsa bile koruma sinyallerinin bir veya bir kaçının çalışması halinde gaz analiz sonuçlarını mutlaka bekleyelim ve görüşlerine saygıyla yaklaşalım. Gaz analizi testleri bize yardımcıdır. Bizim için vardır. Prensibi ile hareket etmeliyiz. B - GENERATÖRLER Doble testleri % PF değerlerinin yorumlanması öneriler ve tamamlayıcı teyitler STATÖR TESTLERİ İşletme testleri ve ilk testleri, rapor ve dokümanları bulunmayan bir jeneratör nasıl test edilir. En kısa zamanda nasıl kurutulur ve bu hesaplamalar nasıl yapılır. İşte ilk testleri ile 6 Adet 315 MVA lık grubu 13 yıl boyunca iki yılda bir test etmek ve ideal izolasyon seviyesinde tutabilmek için ilk adım olan 1992 yılındaki test raporunu inceleyerek adım adım görüş bildireceğiz. Daire Başkanımız Sayın Sinan YILDIRIM Bey o yıllarda Başmühendisimiz ve 12 gün boyunca sürecek bir telefon ve fax trafiği ile alınan sonuçlarla 13 yıl önce işçilik en kısa ve en iyi nem alma deneme metodu ile alınan sonuçlarla şu şekilde karar verilmiştir. Yapılan %PF testleri sonucunda A ve B fazları MA değerleri simetrik çıkmıştır, sargılar arası bitişik ölçümlerde MA değerleri yaklaşık eşit sargıyı ortaya alan fazlarda CA diğer 2 faza göre daha yüksek bir MA değeri çıkmalıdır; tezini referans alınan Keban gruplarında gördüğümüz gibi karakaya gruplarında da gördük, F grubu bir izolasyonda % PF değeri max 1 olmalı sargılar arasında ise bu değerin.5 seviyelerinde olması lazımdır. İzolasyonu yeni ve ideal bir statorda megger izolasyonu Rmin = KV + 1 X 10 Mega ohm sargı - sargı arası KV + 1 X20 = megaohm A+B+C/T değeri ise KV + 1 x 5 = mega ohm seviyelerinde olabilmelidir. Görüşünü belirttik yapılan diğer testlerde değerlerin faz olarak birbiriyle simetrik olduğunu gördükten sonra stator sargılarının nemli ve sargı aralarındaki negatif değeri yok etme amacıyla temizlik önerdikten sonra İşletme Yetkilileri jeneratöre 11

12 bakım yapmış. Bu esnada stator ısıtıcılarını hep devrede tutmuş ve ortam nemini ısıtarak stator sargı nemini biraz olsun almayı ümit etmiştir. Bilinir ki stator ankuşları içinde bulunan ısıtıcıların vazifesi ortam neminin % 30 dan fazla nemli olmasını önleyerek stator boşta çalışmadığı anlarda sargılarının nem almasını önlemektir 1 ay sonra tekrar yapılan ölçmelerde % PF ve megger izolasyon değerlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı görülmüştür. Ve rotor sargılarının ikazlanıp stator yıldız noktasını ve çıkış baralarını kısa devre yapıp kapalı bir alan içerisinde sargıları ısıtarak dışa çıkan nemi atıp stator %PF değerini ideal seviyeye getirmek amacı ile çalışan en yakın jeneratörün ikaz trafosu en düşük voltaj seviyesine kademesi alınmış ve rotor ayar kanatları açılarak jeneratör kapalı devre ikazlanarak çevrilmeye başlamış ve taşıyıcı yatakların ısınması ve trip sinyalinin çıkmasını önlemek amacı ile ısı C arasında soğutma petek vanaları açmak kapamak suretiyle tutulmuştur. İşletmede iken bir genaratör sadece ankuşlar manyetik akının kesilmesiyle ısınır ve radyatörlerde soğutma suyunun devri ile C arası sargı stator sıcaklığı olur ama bu esnada % nem petek sularından dolayı %60 lara kadar çıkar. Bir grubun %PF değeri işletme sırasında ne kadar ısınırsa ısınsın düşmez devamlı yükselir F tipi izolasyon maddesine haiz tüm jeneratörlerde tecrübelerimiz ve izlenimlerimiz şu şekilde; Megger izolasyon değeri belirli bir oranda mega ohm seviyesinde yükselirse % PF değeri düşer. İşte bu oran şu şekilde ifade edilir.a+b+c/t=kv+5=mega OHM =%PF 1 in altında olduğu Karakaya HES e ait diğer gruplarda ve Keban Atatürk HES gruplarında daha sonra yaptığımız teyit testlerinde %PF testleri her seferinde takip maksadı ile yapmak bara giriş lamalarına bağlı fileksleri sökmek ve bunun içinde adet cıvata sökmek ve bağlamak demek dir ki buda her %PF testinin 3-5 saat sürmesi olur ki zaten grup o zaman süresinde tekrar soğumaya başlar. Isıtma seviyesine getirmek için 2-3 saate boşa çevirirsiniz yani her %PF testinde 10 saat nemin sargılardan atılma seyrini takip etmek için her seferinde 5-6 saatlik süre kaybı nemli bir grubun haftalarca kurutma süresine ve işçilikle birlikte üretim ve zaman kaybına sebep olacaktır. Bu yüzden A+B+C/T izolasyon DC meggerini değeri yıldız noktasından 1 dk test edilmek sureti ile stator sargılarının kurutma seyri takip edilir. Ve %PF testlerini yenilemeye gerek kalmadan megger DC testlerinin sonuçlarına göre devreye alınır. STATOR MEGGER DC izolasyon test değerlerinin yorumlanması ve öneriler Stator toprak rölesi çalışan bir grupta arıza noktası stator sargılarındadır. Kanısına varılmış ve hemen testlere geçilmiş olup % PF tip-up testlerinde doble cihazında A fazı ölçmeleri de 200 v AC den fazla cihaz yükseltilememiş doble cihazı skala ibresinin hafif oynaması daha sonra kesici şalterinin atması A fazı sargılarının direkt toprağa kısa devre olmadığını göstermektedir. Sargılar arası ölçme yapıldığında A / B arası ölçmelerde olduğu gibi cihaz A fazı sargı ölçmelerindeki gibi test yapılmamış ama C - A arası ölçmelerinde A fazı bu sargıda da olduğu halde ölçme yapılmış ve değerler alınmıştır. Bakınız A-B ölçmelerinde A fazı HV li B fazı LV li enerji HV de toplayıcı LV dedir HV deki enerji LV ye ulaşmadan arıza noktasından toprağı delerek cihaz şalterlerini attırmaktadır. Ama C-A arası ölçmelerde C fazı enerji lenmekte A fazını LV lenmekte ve LV toplayıcı vazifesi görür ve bu esnada akım toplayıcı iki yola dağılır. A fazındaki arızalı noktaya çok küçük bir voltaj ve akım akmakla beraber diğeri LV üzerinden ölçü cihazının skalasına gider. Föyde kayıt edilen değerlere göre %PF ler yüksektir diğer sargılara göre izolasyonu daha zayıflayan A fazı sargısının bir veya birkaç yerinden toprağa atlama yapmış olduğu ancak A fazı sargısı megger izolasyon test değerlerine baktığımızda A fazı testlerinde A/T A/B- C/A diğer faz megger testlerine göre zayıf bir izolasyon ve minimum izolasyon değeri göstermektedir. Bu değerler normal bir değerlerdir. Çünkü MA ve vatt değerleri okunmamış 200 v fazla AC voltajı verilememiş bir sargıda teyit 12

13 açısında tabiki megger izolasyonu zayıf çıkacaktır ancak AC testlerinde cihaz yükseltilmezken DC 5000 V ta yapılan bir testte nasıl toprağa atlama şeklinde bir oluşum izlenmemesinin sebebi yukarıda giriş kısmında belirttiğim gibi doble cihazı 0,2 KV ta kadar yükselmesi izolasyon arızasının toprakla direkt teması değildir. Bu yüzden megger testlerinde sadece izolasyon zayıflığı görülür fakat sıfır değeri görünmemesi izolasyonla ilgili test cihazlarının AC veya DC olması bu farkların bize bir kez daha ölçmelerdeki farklılığı kanıtlamış olmaktadır v DC nin gücü 0,2 AC nin gücünden daha küçüktür. STATOR DC DİRENÇ Generatör difaransiyel koruma röleleri konusunu ele aldığımda generatörlerde artçı rölelerin dışında grup difaransiyel ünite difaransiyel ve blok difaransiyel röleleri bulunmaktadır. Demiştirk. Bu generatörümüzde grup difaransiyel rölesi çalışmış. Grup difaransiyel röle yıldız barası akım trafolarından önceki akım trafosu ve generatör çıkış barası gerilim trafolarına bağlanmadan fazların dışarıya aktarılmasından önceki akım trafoları arasında oluşan arızalarda çalışan bir koruma rölesidir. Bu nedenle arıza kısmının stator sargılarında oluşan bir arıza şekli izlenimini vermektedir. Bu arada rotor sargıları da yer almışsa da rotorda oluşan arızalarda rotor koruma röleleri çalışacağından arıza stator sargılarında aranmıştır. Bu nedenle stator %PF testlerindeki az miktardaki nemin difaransiyel röleyi çalıştıramayacağı sadece yıllar içerisinde izolasyon yaşlanmasını hızlandıracağı bilinir. Zaten megger testleri de ideal bir seviyededir. Yüksek gerilim testlerinden de yaşlı olan sargılara işletme geriliminin 1,73 katı fazla bir gerilim uygulanmış bu testlerde sargılardan toprağa bir kaçak olmadığı görülmüştür. Zaten işletme sırasında stator toprak rölesi çalışmadığından aslında bu testte de gerek yoktu. Test yapmış olmak için rotor rutin testleri de yapılmış ve ideal değerler elde edilmiştir. Ancak A fazı DC direnç test değerlerinde B ve C fazlarında ve bir önceki test değerlerine oranla 0,00063 ohm luk bir değer kaybı söz konusudur. Ölçmeler sargının başlangıç noktası ile çıkış noktası olan yıldız noktasından yapıldığından sargı ek yerlerinden bir kopukluk söz konusu olmadığını ancak sargılara uygulanan DC ve AC testlerinde normal değerler alınmasının sargı gövdelerinden ankuşa ve toprağa bir izolasyon deformasyonu olmadığını göstermektedir. Yapısı itibariyle her sargı 8 ana koldan izole edilerek sargı başlarında lehim sistemiyle irtibatlandırılıp izole edilmektedir. Sargı DC direnç testlerindeki DC direnç ohm değerlerinden sargı başına düşen DC direnç değeri hesaplandığında 2 veya 3 sargı başı lehimlerinden sargılarından 2 veya 4 ünü kopma noktasında erittiği ve kopma noktasına getirdiği izlemini vermektedir. Bu düşünceyle işletme yetkilerine bu tip bir arızanın yerinin üst kapaklar açılmasıyla gözle görüleceğini çünkü arıza sonrası grup CO 2 gazının püskürülebilmesi için grup içinde duman detektörlerinin çalışmış olması lazım gelir. Düşüncesiyle yanan kısım olmazsa dumanda çıkmaz varsayımı ısınan kısmın karardığı izlemini vermişse de işletme yetkilileri grubu devreye almış ve 2 sargı yerine 52 sargı yanmıştır. Burada işletme şu düşünceye yer vermiştir. Test neticelerine göre tam kopuk olmayan sargı başları işletme anında sargı başına düşen işletme akımı olan Amperde ark makinesi gibi çalışacak gevşek olan sargı başları kaynak olacak ve tamir edilmeden eski haline dönecektir. Görüşünden sonra raporumuzun içeriğini inceleyelim ve yazılı olan hata boyutunu görelim. 13

14 ROTOR TESTLERİ DC İZOLASYON TEST DEĞERLERİNİN YORUMLANMASI GN 3 te rotor toprak rölesi çalışmış trip oluşmuştur. Demek ki min izolasyon direncinden daha düşük bir izolasyon seviyesi kutuplarda hasıl olmuştur. Rmin=kv+1= = mega ohm işletme anında rotor toprak röleleri genellikle 2-3 mega ohm un altına düşen bir izolasyon seviyesinde açma sinyali gönderirler ve generatörü trip ederler. Bu oranlama ilk ikaz anında işletme geriliminin yarısı kadar yani ikaz voltajının yarısı olan 63 V seviyesinden başlar toprak rölesi de bu oranda 0.5 ile 1 mega ohm değerinden düşük değerlerde çalışır ve 1 dakikalık bir sürede bu işlemin tamamlanması gerekir. Eğer generator ikazlanmış ve 1 dk geçmiş ise toprak rölesine giden verilerde 2 mega ohm dan düşük bir izolasyon rotor ihtiva ederse generator toprak koruma rölesi çalışarak trip olur. GN 3 te böyle olmuş ve grup kuru hava ve sirkülasyon yöntemiyle kurutulmaya tabi tutulmuş ancak raporda da görüleceği üzere kurutma öncesi stator ve rotor sargıları nemli olan generatörün stator sargıları nemini atıp kuruduğu halde rotor sargı izolasyonunda herhangi bir ilerleme kaydedilmemiştir. Siz eğer nemli olan rotor sargılarını kurutmak amacıyla ısıtırsanız kuru olan stator sargılarını da gerektiğinden fazla kurutur ve izolasyonlarını bozarsınız. Çünkü kurutma yönteminde soğutma petekleri su girişleri kapalı olduğundan generatör içindeki nem miktarı çok düşük olur. Bu sebeple işletme sırasında oluşan hava sirkülasyonuyla kurutma işlemi sırasındaki hava sirkülasyonu değişiktir. Bu nedenledir ki kutupların izolasyon seviyesini düşürücü nemi kurutmak için seri bağlı kutupların birinin izolasyon seviyesinin düşük olması toplam kutuplara da test sırasında sirayet edeceğinden izolasyonu düşük kutup veya kutuplar tespit edilip stator sargılarının izolasyonunu etkilemeyecek kurutma yöntemleri denenmelidir. Biz bu generatörde izolasyonu düşük kutupların düşük izolasyon sebebini her ne kadar bağlantı ara flekslerinde bulduk ve bu fleksleri temizleyip kurutarak ideal bir seviyeye getirdikse de kutup sargıları nemli olmuş olsaydı stator sargılarına kurutma işleminde zarar vermemek için nemli kutupları yerinden söktürüp generatör dışında kurutma yöntemine gidecektik raporda görüleceği üzere DC direnç test değerlerinin bir önceki test değerlerinde çıkması kutuplarda kısa devre olmadığı aynı zamanda da meggerle yapılan testlerde de ilk andan başlayarak 1. dk gelinceye kadar olan test değerlerinde çokta az olsa seviyesinde bir değer göstermesi kutupların toprakla direk iribatlı olmadığını göstermiştir. Bilinir ki toprakla tam temas halinde sürekli ölçüm sırasında sıfır değeri Megger ibresinde okunacaktır. Rotorların işletme voltajının çok küçük olması AC %PF testlerini mümkün kılmamaktadır. Ancak 625 voltun üstünde yapılan DC testleri de kutup izolasyonuna zarar vermektedir. Mutlaka testlerde bir önceki test izolasyon değerleri veya aynı özellikteki bir başka generatörün test değerleri yakalanmalıdır. Yoksa min izolasyon direncinin bir veya birkaç katı değer test değerlerinde ölçülünce her teçhizatta olduğu gibi rotorlarda da devreye almak yanlış olacaktır. Mesela 50 mega ohm izolasyon değeri gösteren bir kutbu siz bir sonraki teste10 megaohm değerinde servise alırsanız 2 yıl sonra test ettiğinizde 5 mega ohm değerini görür ve zayıflayan izolasyonu 50 mega ohm seviyesine asla kurutma yöntemiyle getiremezsiniz. Ama devamlı ideal seviyelerde kutup izolasyonlarını tutarsanız sadece yıllar sonra normal yaşlanma seviyesine izolasyonu getirirsiniz. Yoksa hızlı bir yaşlanmaya ve çabuk bir izolasyon deformasyonuyla birlikte ani darbelerde arıza verecek bir teçhizata sahip olursunuz. ELT:05/34 nolu raporumuzda kısım kısım arızalı bir rotorun izolasyon testleri ile nasıl arızasının giderildiği görülüyor. Yorum ve nokta arıza tayinleri içeriğinde anlatılmıştır. 14

15 GENERATÖR KUTUPLARINDA DC DİRENÇ VE EMPEDANS Generatör kutuplarında kutupların nem alması sonucu izolasyonlarının düşük seviyede işletmede tutulması sırasında zaten düşük izolasyon seviyesine sahip bu teçhizatların izolasyonu delerek sipir kısa devresi şeklinde arızalarla karşımıza çıktığı bilinmektedir. Bu arıza şekli kendini rotor aşırı vibrasyon rölesinin çalışması ile gösterir. Bir veya birkaç kutbun özellikle bağlantı noktalarına yakın sipirlerin kısa devre oluşu, kutuplar üzerinde dengesiz bir gerilim düşümüne sebebiyet vereceğinden, dengesiz bir kutuplaşma meydana getirir. Arızalı kutuplar üzerinde diğer kutuplara göre, az voltaj düşecektir. Arızalı kutuplar üzerinde İndükleme az olacak ve sarsıntılara sebep olacaktır. Bu miktar limitler üzerinde olursa aşırı vibrasyon rölesi generatörü servis harici edecektir. İşte böyle bir arıza şekli Generatör 6 da oluşmuş ve ekibimiz diğer testlere gerek görmeden kutuplarla ilgili tüm testleri yapmış ve sonuçta 1995 yılında yapılan testlerde mega ohm seviyelerinde olan rotor toprak arası izolasyonun 1000 mega ohm gibi çok düşük seviyelerde olması kutuplarda işletme sırasında izolasyon delinmesini gerçekleştirmiştir. DC direnç test değerlerinin ölçümlerinde 0,2 ohm luk bir diğer kaybının oluşunun 2 3 kutup kadar rotor sargılarında sipir kısa devresi olduğu kanısını vermektedir. Birbirini teyit edici 3. unsur ise Empedans ölçümlerindeki voltaj artışlarında görülen artışın Z değerine intikal etmesidir. Şöyle ki sipirler arası izolasyonu delinmiş. Rotor kutupları okunan voltajı yükseltmekle birlikte, Z değerini de yükseltir. Aslında her voltaj kademesinde Z değeri değişmemelidir. Bunun değişme oranı % 0,1 gibi çok küçük okuma hataları şeklinde olmalıdır. Kutup bileziklerinde empedans testi yapılırken işletme voltajı olan 200 V AC den fazla bileziklere Voltaj uygulanması izolasyona zarar verecektir. Empedans test düzeneği bozulmadan kutup başına düşen gerilimlerin matematiksel olarak ondalıklı çıkmaması için V kadar gerilim uygulanmalıdır. 180/36 (Kutup sayısı) = 5(Kutup Başına düşen gerilim) volt gerilimin ölçülmesi gerekirken 4 adet kutupta 5 voltun altında gerilim okunmuştur. Ölçü cihazı voltmetresi Level tipi milli volt seviyesinde voltaj ölçümüne sahip hata oranı çok düşük voltmetreler olmalıdır. Yoksa hatalı ölçmelere sebep olunur. 32 kutbunda 5 volt değerinde okunan değer rotor da geriye kalan 4 kutupta ( ) nolu sipir kısa devresi arızası olduğu bildirilmiş ve arıza tespiti yapılan 4 kutbun arızasının giderilmesi ayrıca izolasyon değeri bir önceki ve diğer generatör kutuplarına göre düşük olan rotorun kuru hava sürkülasyonu kurutma sistemiyle kurutulması ve akabinde testlerin tekrarlanması görüşü işletme yetkilerine bildirilmiştir. Tabi biz sadece öneri ve görüşümüzü bildiririz yaptırım gücümüzü, Genel Müdürlükten alırız. Ama EÜAŞ a bağlı bir teçhizatta yaptırım yapmamız o kadar güçlü değildir. İşletme yetkilileri kendi görüşleri olarak zaten nemli rotor sargılarının kurutulmasıyla rotor kutuplarında oluşmuş sipir kısa devresinin ortadan kalkabileceğini bildirmişler ve kutupları yerinden sökerek kısa devre arızasını daha sonra giderme yerine sadece kurutma işlemine tabi tutulmuş ve grup daha sonra devreye alınmış 175 MVA Max işletme gücü yerine 100 MVA yüklenmeden sonra aşırı vibrasyon rölesinden tekrar trip olmasına karşı grup MVA ta aşırı vibrasyon rölesini çalıştırmayacak bir güçte çalıştırılmıştır. İşletme rotor kutupların 30 saat içerisinde arızalı kutuplarının kısa devre arızasının izolasyonunun yükselmesiyle kendi kendine gidebileceği varsayımla grubu tekrar işletmeye almış ve 2 gün sonunda vibrasyonda istenilen değerlere erişilememiş ve 100 MVA ta aşırı vibrasyondan servis harici olan rotor 70 MVA yükte servis harici olmaya başlamıştır bu da rotor kutuplarında daha fazla tahribat olduğu ve sipir kısa devresinin daha fazla kutba sirayet ettiği ve arızalandığını göstermektedir. Israrcı bir tutum izleyen işletme yetkilileri stator sargılarının testlerini istemiş yapılan komple testler sonunda stator sargılarında herhangi bir arıza indüksiyonuna rastlanılmamıştır. Bunun üzerine işletme görüş olarak kutup sargıları üzerinde DC direnç testleri istemiş ve seri bağlantı lamaları sökülen rotor üzerine her birine ayrı ayrı (36 adat) kutup DC direnç testi yapılmış ve arızalı kutup sayısının12 adet civarında olduğu DC direnç testlerinden anlaşılmıştır. Halbuki Empedans ve rotor kutuplarına düşen 15

16 gerilim ölçümlerinden arızalı kutuplar tamamen belli olabilirdi. Ama işletme böyle bir talepte bulunmayıp sadece test sonuçlarını isteyip, görüş istememiştir. Vibrasyon arızasının giderilmemesi üzerine ilk testte belirtilen kutup sökülmüş ve tamir edilmiş daha sonra yerine takılıp müteakip testlerde kutup DC direnç test değerlerinin 315 ohm değerinde olması ve kutup kutuplarını her birinde yapılan DC ölçümlerinde 10 kutuba yakın kutubun kısmen sipir kısa devresine maruz kaldığı aslında arızalı kutubun 4 adet değil de 10 âdete çıktığı artışın generatörün deneme yanılma yoluyla işletmeye alındığı sırada arızalı kutup âdetinin fazlalaştığı görüşüne rağmen tekrar deneme yanılmalar olmuş ve KT 03/24 nolu raporun giriş bölümüne kadar gelinmiş bu grup tarihinden 01,2002 tarihine kadar deneme, test, düşük kapasitede, çalışma kurutma işlemleriyle 1 yıl çalıştırılmak istenmişse de ancak 1 ay randımanlı çalıştırılabilinmiş ve grup raporun genel sayfasında belirtilen DC direnç değerleriyle ,2003 tarihine kadar gelinmiş ve bu kısımda belirtilen aksaklıklar giderilmemiş olup grup stator sargılarının ideal değere gelemeyeceği görüşüyle servise alınmış ve grup üzerinde tarihindeki vibrasyon arızası belirtilerine aynen geri dönülmüş ve aşırı vibrasyondan gurup tekrar servis harici olmuş ve 60 MVA den fazla yüklenemeyen grup aşırı vibrasyondan servis harici olmuştur. Bunun üzerine tarafımızdan tespiti yapılan sipir kısa devresi bulunan 7 adet kutup sargısı arızası kutupların yeniden izolasyonunun yapılması suretiyle normal hale getirilmiş yapılan testlerde limit test değerleri elde edilmiş generatör bu bilgilerin yazılışında tarihinde servisteydi. YÜKSEK GERİLİM ŞALT TEÇHİZATLARI KAPASİTİF GERİLİM TRAFOLARI TESTLERİ Kapasitif gerilim trafolarında gerilim trafosunun kapasite değeri hattın uzunluğuna ve kalınlığına göre değişmektedir. Tamamı çift sekonder li olmalarına karşı 100/3 devreleri genellikle kullanılmaz. Bu devre sadece 380 kv teçhizatta 3 faz üçgen veya yıldız bağlanarak fazlar arası aşırı gerilimlerin oluşması önlemek maksadıyla kullanılır. Bingöl fiderine ait A fazı gerilim trafosu kumanda panosundan değer okunamaması üzerine sadece A fazı gerilim trafosu testleri yapılmış ve %PF değeri kapasite değeri normal limitlerimizde bulunmuştur. Kapasite teyidi matematiksel olarak yapılmış P = IX318 = 15,6 X 318 = 4960 PF kapasite doble cihazının MH Tipi olması dijital okuma kadranının olmayışı bu tip okuma hatalarını oluşturmaktadır. Ancak primerden 10 kv gerilim uygulanmış her 2 sekonderden değer okunamamış. Bunun üzerine; Sekonder uçları toprak irtibatları kopuktur. Sekonder toprak olan 1n-2n uçları ölçü trafosu sekonder panosundan topraklanmış tekrar primerden 10 kv uygulanmış sekonder uçlarından değer alınamamış. Sekonder sargıları kopmuştur. 625 V DC meggeri ile sargılar arası ölçülmüş sargıların kopuk olmadığı görülmüştür.. C1 kapasitörü 154 kv Tij den uygulandığında 154 / 3 kv kadar voltaja erişip gerilim trafosu A test ucundan 8700 V kapasitif gerilim trafosu işletmede iken oluşmaktadır. Ancak A test ucundan 6000 V AC verilirse 1a - 1n = 40 V okunmuş teorik oran volt etmektedir. 2a - 2n = 22 Volt okunmuş ve buda teorik oran 22,9 voltu teyit etmektedir. O takdirde gerilim trafosu kısmı test ucundan itibaren sağlamdır. Çünkü kapasite kısmı elimine edildiğinde tank kısmı normal vazifesini yapmaktadır. O takdirde arıza kapasitif gerilim trafosunun C1 - C2 arası kapasite bağlantı noktasındadır. Gerilim trafosunun kapasite patlamış olamaz çünkü Graund pozisyonunda LVTA ucundan toprak gerilim trafosu LVTA ucu sayesinde kapasite ve izolasyon %PF değerlerini vermiştir. Demek ki kapasite ve primer sargı ile sekonder sargılar sağlamdır. Herhangi bir sipir kısa devresi söz konusu olamaz sekonder devre etiket teorik oran değerleri ile ölçülen değerler limittedir. 16

17 AKIM TRAFOLARI TESTLERİ: Sayın Müdürümüz Ali TÜRKCAN bu raporunda bir arızanın nasıl tespit edildiği konusunu çok güzel anlatmaktadır. Aslında bizim burada ibret almamız gereken husus şudur. Testçi olarak tüm teçhizatlarda olduğu gibi bir akım trafosunda da izolasyon megger değerlerinden % PF değerlerinin limit dışında olmasından yada Sekonder uçlarının açık olmasından dolayı akım trafosunu değiştirirsiniz. İleride oluşacak bir patlamada yanındaki teçhizata veya canlılara parça tesiri yapmasını önlemek esas maksatdır. Ama işletmede olan tüm teçhizatlar gibi bir akım trafosunda da tecrübelerime dayanarak normal işletme şartlarında, 35 yıldır devrede kaldığı halde testlerimiz sırasında halen normal limitlerimizde olduğunu görmekteyim. Buna karşı 3 5 yılda değişen akım Trafolarının varlığı söz konusudur. % PF değeri 1 in altında Megger R min hemen hemen kritik noktada bu teçhizata verilen karar bir dahaki test programına kadar serviste kalmasında hiçbir sakınca yoktur. İbaresi yanlıştır. Zaten 3 5 yıl sonra o teçhizatın % PF değeri 2-2,5 olur hemen değişirsin. Biz böyle testçi olmak istemiyoruz. Arızayı meydana getiren unsurları hemen bulmalıyız. Örnek- akım Trafosu üstünde hafif yağ yaşarması varsa bu üst körük contalarından sızdırma yapıyor demektir. Hemen müdahale edilirse izolasyon yağına nemin karışması önlenilir, ömrü uzar yahut akım trafosu patlamışsa niçin patladı deyip araştırma alışkanlığını kazanmalıyız fakat, kendimizi bir müfettiş değil de teçhizatın doktoru gibi görmeliyiz. Birilerini veya firmaların ayıbını araştırıcı nitelikte olmadan ayıbının sebebini bulmalıyız. Mesela hocam Ali TÜRKCAN bey bu raporda her elektriği teçhizatta olması gereken sıcaklık artıkça izolasyon seviyesi yükselir tezini bu akım trafolarında çürütmüş ve Keban Oymapınar HES larında yeni monte edilen bu tip akım trafolarını teçhizata canlıları ve sistemin işleyişine zarar vermeden değiştirtmiştir. Teçhizatın görevi sürekli ve asgari bakımla geçirilmesi için sürekli araştırıcı ve tamamlayıcı testçi doktorlar olmalıyız. Hiçbir şeyi gözümüzde büyütmemeliyiz ama olayları da küçümsememeliyiz. Hata her yerde olabilir. Alsthom firması da bu raporda görülen hatayı yapabildiği gibi yanlış üretim hatalı dizayn her zaman olabilir. Ama bir arıza tespitinde bizler ilk önce hatayı kendimizde aramalıyız. Mutlaka tamamlayıcı teyit testleri yapmalıyız. Mesela bir akım Trafosunu test ediyorsunuz megger testleri mega ohm ama aynı akım trafosunun % PF 2,5 olması sizin ölçmelerinizde bir hata olduğunu göstermezmi. Şimdi açıklamalı rapora geçelim. REAKTÖRLERDE EMPEDANS Reaktörlerde ikaz akımı testleri yapılamamaktadır ancak Empedans testleri nuve ve sargı bloklarında oluşan yerleştirme ve silisli saçlardaki kısa devreler hakkında bilgi vermekte ise de ancak çok büyük arızalarda fikir vermektedir. Zaten sargı ve silisli saç kısa devre ve izolasyonlarının deforma veya zayıf olması sinsi gelişen ufak arızalarda gaz analizi sonuçlarından fark edilmektedir. Dikkat edilirse ELT 05/16 nolu raporumuzda okunan empedans testlerinde binde 20 hata görülmüşse de fabrika etiket değerlerine yakın bir empedans değeri yakalanmıştır. Ancak bu konuda uzman olan Sayın Sinan ÇEREZCİ nin görüşlerini almak bizim için bir kaynak olacaktır. 17

18 STATOR %PF MEGGER İşletme testleri ve ilk testleri rapor ve dokümanları bulunmayan bir generatör nasıl test edilir? En kısa zamanda nasıl kurutulur? Ve bu hesapları nasıl yapmalıyız? İşte ilk testleri ile 6 adet 315 MVA lık grubu 13 yıl 2-3 yılda bir defa test etmek ve nemini almak için ilk adım olan 1992 yılındaki test raporunu inceleyerek adım adım görüş bildireceğiz. Mühendisimiz ile 12 gün boyunca sürecek bir telefon ve fax trafiği ile alınan sonuçtan 13 yıl önce azami işçilik en kısa süre ve en iyi nem alma yöntemi ve deneme metodu ile alınan sonuç şöyle olmuştur. Yapılan %PF testleri sonucunda B C fazları MA değerleri simetrik çıkmıştır. Sargılar arası bitişik ölçümlerde MA değerleri yaklaşık eşit sargıyı ortaya alan fazlarda CA diğer 2 faza göre daha yüksek bir MA değeri çıkmalıdır. Tezini referans alınan Keban gruplarında gördüğümüz gibi Karakaya gruplarında da gördük. F grubu bir izolasyonda % PF değeri max 1 olmalı sargılar arası ise. 5 seviyelerinde olması lazımdır. İzolasyonu yeni ve ideal bir statorda Megger izolasyonu Min= kv+1x 10 = Mega ohm sargı / sargı arası kv+1x20= mega ohm A+B+C/T değeri ise KV+1x5 = Mega ohm seviyelerinde olabilmelidir. Görüşü belirttik yapılan diğer testlerinde faz olarak birbiriyle simetrik olduğunu gördükten sonra faz olarak birbiriyle simetrik olduğunu gördükten sonra stator sargılarının nemini ve sargı aralarındaki negatif değerleri yok etmek amacıyla temizlik önerdik. İşletme yetkileri bir ay boyunca temizlik ve bakım yapmış bu esnada stator ısıtıcılarını hep devrede tutmuş ortam nemini ısıtarak stator sargı nemini biraz olsun almayı ümit etmiştir. Bilinir ki stator ankuşları içinde bulunan ısıtıcılar ortamın %30 dan daha fazla nemli olmasını önleyerek stator boşta çalışmadığı anlarda sargıların nem almasını önlemektir. 1 ay sonra tekrar yapılan ölçümlerde % PF ve megger izolasyon değerlerinde herhangi bir değişiklik olmadığını göstermiştir. Ve rotor sargılarını stator ikazlayıp yıldız noktasını ve çıkış baralarını kısa devre yapıp kapalı bir alan içerisinde sargılarda çıkan nemi atıp sargı %PF değerlerini ideal seviyeye getirmek amacıyla çalışan bir grup ikaz trafosu en düşük voltaj seviyesine kademesi alınmış ve rotor kanatları açılarak generator kapalı devre ikazlanarak çevrilmeye başlanmış ve rotor ayar kanatları açılarak generator kapalı devre ikazlanarak çevrilmeye başlanmış ve taşıyıcı yatakların ısınmasının ve trip sinyalinin önlemek amacıyla C arasında soğutma petek vanalarını açmak kapamak suretiyle tutulmuştur. İşletmede iken bir generatör sadece ankuşları manyetik akının kesilmesiyle ısınır ve radyatörlerde soğutma suyunun devri ile C arası stator sargı sıcaklığı olur. Ama bu esnada % nem petek sularından dolayı % 60 lara kadar çıkar. Bir grubu %PF değeri işletme sırasında ne kadar ısınırsa ısınsın düşmez devamlı yükselir. F tipi izolasyon maddesi ile hariç tüm generatörlerde tecrübelerimiz ve izlenimlerimiz şu şekildedir. Megger izolasyon değeri belirli bir oranda mega ohm yükselirse %PF değeri de düşer işte bu oranı şu şekilde ifade edilir. A+B+C/ T = (KV+1)X5= mega ohm %PF sargı değeridir. Diğer gruplarda ve Keban ATATÜRK HES gruplarında daha sonra yaptığımız teyit testlerinde %PF testleri her seferinde takip maksadıyla yapmak bin ile bin beş yüz adet bara giriş lamarına bağlı fleklesleri sökmek için cıvata sökmek ve bağlamak demek bu da her %PF testini 3 5 saat sürmesi olur ki zaten grup o zaman süresince ısıtma seviyesine getirmek için 3 5 saat boşa zaman kaybı demektir. 18