Fehleranalyse und Behoben von Fällen bei Verteilungstransformatoren

Ursachen von Fehlern an Verteilungstransformatoren
Fehler durch Temperatursteigerung
Auswirkungen auf Metallmaterialien
Wenn ein Transformator in Betrieb ist und der Strom zu groß ist, wodurch die Kundenlast die Nennleistung des Transformators übersteigt, steigt die Temperatur des Transformators, was wiederum zu einer Verweichung der Metallmaterialien und einem erheblichen Rückgang ihrer mechanischen Festigkeit führt. Nehmen wir Kupfer als Beispiel. Wenn es längere Zeit einer hohen Temperatur von über 200 °C ausgesetzt ist, wird seine mechanische Festigkeit erheblich geschwächt; wenn die Temperatur kurzfristig 300 °C überschreitet, fällt die mechanische Festigkeit ebenfalls stark ab. Für Aluminiummaterialien sollte die langfristige Arbeits temperatur unter 90 °C gehalten werden, und die kurzfristige Arbeits temperatur sollte nicht 120 °C überschreiten.
Auswirkungen eines schlechten Kontakts
Ein schlechter Kontakt ist eine wichtige Ursache für viele Fehler an Verteilungsgeräten, und die Temperatur des elektrischen Kontaktpunktes hat einen großen Einfluss auf die Qualität des elektrischen Kontakts. Bei zu hoher Temperatur oxidiert die Oberfläche des elektrischen Kontaktleiters heftig, und der Kontaktwiderstand nimmt erheblich zu, was zur Erhöhung der Temperatur des Leiters und seiner Komponenten führt. In schweren Fällen können die Kontakte sogar verschweißt werden.
Auswirkungen auf Isoliermaterialien
Wenn die Umgebungstemperatur den vernünftigen Bereich überschreitet, werden organische Isoliermaterialien spröde, was ihren Alterungsprozess beschleunigt, was zu einem erheblichen Rückgang der Isolierungseigenschaften führt, und in schweren Fällen kann es zu einer Dielektrikumsdurchschlag kommen. Studien haben gezeigt, dass für Klasse-A-Isoliermaterialien innerhalb ihres temperaturbeständigen Bereichs jede Temperaturerhöhung um 8 - 10 °C die effektive Lebensdauer des Materials fast halbiert. Dieses Verhältnis zwischen Temperatur und Lebensdauer wird als "thermischer Alterungseffekt" bezeichnet, der ein wichtiger Faktor für die Zuverlässigkeit von Isoliermaterialien ist.
 Fehler an Verteilungstransformatoren durch schlechten Kontakt
Fehler durch Oxidation von Schutzschichten
Um die Gesamtleistung von Leiterkomponenten zu verbessern, werden in der Praxis oft Oberflächenmodifikationstechniken eingesetzt, um wichtige Kontaktstellen zu behandeln. Nehmen wir den Leiterstab eines Transformators als Beispiel. Auf seiner Arbeitsfläche wird normalerweise durch Galvanisieren eine Edelmetallschicht (wie Gold, Silber oder Zinnlegierung) gebildet. Diese metallurgische Bindungsschicht kann die physikalischen und chemischen Eigenschaften der Kontaktgrenzfläche erheblich verbessern.

Es ist zu beachten, dass während der mechanischen Operation bei Gerätemaintenance oder unter langer thermischer Belastung die Beschichtung teilweise ablösen oder oxidiert und korrodiert werden kann, was Probleme wie ungewöhnliche Steigerung des Kontaktwiderstands und Abnahme der Stromtragfähigkeit verursacht. Experimentelle Daten zeigen, dass, wenn der Dickeverlust der Beschichtung 30 % überschreitet, die elektrische Leitfähigkeit seines Interface exponentiell abnimmt.
Chemische Korrosion durch direkte Verbindung von Kupfer und Aluminium
In einem elektrischen Anschlussystem führt der direkte Kontakt zwischen unterschiedlichen Metallen wie Kupfer und Aluminium zu einem signifikanten Elektrodenpotentialunterschied, dessen Wert 0,6 - 0,7 V erreichen kann. Dieser Potentialunterschied löst ernsthafte galvanische Korrosion aus. In der Praxis tritt aufgrund mangelnder Einhaltung von Bauvorschriften oder falscher Materialauswahl häufig die direkte Verbindung von Kupfer- und Aluminiumleitern ohne Übergangsbehandlung auf.

Nach dieser Verbindungsmethode und nach dem Einschalten bildet sich am Kontaktpunkt allmählich eine Oxidschicht, was zu einem nichtlinearen Anstieg des Kontaktwiderstands führt. Unter der Nennarbeits temperatur beträgt die effektive Lebensdauer solcher Verbindungen in der Regel nicht mehr als 2000 Stunden, und schließlich treten durch die Verschlechterung der Kontaktoberfläche Fehler auf.
Erhebliche Erwärmung an elektrischen Kontakten durch schlechten Kontakt
Während der tatsächlichen Installation von Verteilungstransformatoren werden in der Regel antieinbruchssichere Messkästen auf der Niederspannungsseite konfiguriert. Aufgrund des begrenzten internen Raumes des Messkästens und nicht standardisierter Bauverfahren treten oft Probleme wie Wickelverkabelung oder lose mechanische Pressfit-Klemmen auf. Diese schlechten Verbindungen führen zu einem ungewöhnlichen Anstieg des Kontaktwiderstands, was unter Laststrom zu Überhitzung und dann zum Abrasionsversagen des Niederspannungsleiterstabs führt.

Noch schlimmer ist, dass die kontinuierliche Temperaturerhöhung am Ende des Niederspannungswicklers den thermischen Alterungsprozess des Isoliermaterials beschleunigt und Gefahren von partiellen Entladungen schafft. Gleichzeitig führt Überhitzung auch dazu, dass das Transformatorenöl eine Pyrolysereaktion durchläuft, was seine Isolationsstärke und Kühlleistung reduziert. Experimentelle Daten zeigen, dass, wenn die Öltemperatur kontinuierlich 85 °C überschreitet, ihre Durchschlagspannung jährlich etwa 15% - 20% sinkt. Dieser multiple Verschlechterungseffekt kann sehr wahrscheinlich zu Isolationsdurchschlagsunfällen führen, wenn Blitzeinschläge oder Schaltüberspannungen auftreten, was letztendlich zum Versagen des Transformators führt.
Fehler an Verteilungstransformatoren durch Feuchtigkeit
Die Zunahme der relativen Luftfeuchtigkeit hat einen doppelten Einfluss auf das Isoliersystem der Verteilungsgeräte. Erstens sinkt die Dielektrikumstärke feuchter Luft erheblich, und ihre Durchschlagfeldstärke ist negativ mit der Feuchtigkeit korreliert; zweitens führt die Adsorption von Wassermolekülen auf der Oberfläche von Isoliermaterialien zur Bildung von leitfähigen Kanälen, was zu einem Rückgang der Oberflächenwiderstandsfähigkeit führt. Noch schlimmer ist, dass, wenn Feuchtigkeit in das Innere von festen Isoliermedien diffundiert oder in Transformatorenöl gelöst wird, sie einen scharfen Anstieg des Dielektrikumsverlusts verursacht.

Wenn der Wassergehalt im Transformatorenöl etwa 100 μL/L erreicht, sinkt seine Netzfrequenzdurchschlagspannung auf etwa 12,5 % des Anfangswerts. Diese Verschlechterung der Isolierleistung erhöht den Leckstrom des Geräts erheblich. In einer feuchten Umgebung kann es sogar unter der Nennbetriebsspannung zu partiellen Entladungen kommen. Statistische Daten zeigen, dass in einer Umgebung mit einer relativen Luftfeuchtigkeit von über 85 % die Ausfallrate von Verteilungstransformatoren im Vergleich zu einer trockenen Umgebung um 3 - 5 Mal steigt, hauptsächlich in Form von Isolationsdurchschlägen und Oberflächenentladungen.

Fehler an Verteilungstransformatoren durch fehlerhafte Installation von Blitzableitern
Im Stromsystem beeinflusst die Leistungsverlässlichkeit von Überspannungsschutzeinrichtungen direkt die Betriebssicherheit von Transformatoren. Als Hauptschutzelemente sind die Installationsqualität, Wartung und präventive Tests von Metalloxidblitzableitern (MOA) die Schlüsselbereiche, um ihre Effektivität sicherzustellen. Allerdings führen aufgrund nicht standardisierter Bauverfahren, unzureichender Durchführung von Prüfverfahren und mangels fachlicher Qualifikationen des Wartungspersonals die tatsächlichen Schutzeffekte der Schutzeinrichtungen oft erheblich ab, was eine wichtige Ursache für Isolationsdurchschlagsunfälle an Verteilungstransformatoren ist.

Aus Sicht der Betriebspraxis werden Schutzeinrichtungen während des langfristigen Dienstes von verschiedenen Umgebungsbelastungen beeinflusst. Faktoren wie Temperaturzyklen, mechanische Vibrationen und korrodierende Medien können die Verbindungseigenschaften des Erdungssystems verschlechtern. Wenn das System einem Blitzschlag ausgesetzt ist, kann der fehlerhafte Erdkreis den Überspannungsaufwand nicht rechtzeitig abführen, was zu einem thermischen Durchschlag der Schutzeinrichtung selbst führt. Laut Statistik machen Explosionsunfälle durch mangelnde Erdung mehr als 60 % der Fehlfälle von Schutzeinrichtungen aus, und der Energieabgabeprozess wird oft von intensiver Bogenentladung begleitet.
Verschiedene Methoden zur Fehlersuche an Verteilungstransformatoren
Fehlersuche durch intuitive Beurteilung
Die Fehlersuche an Verteilungstransformatoren kann zunächst durch externe Merkmale erfolgen. Die Beobachtungsgegenstände umfassen: die Integrität des Gehäuses (Risse, Verformungen), den mechanischen Zustand (lockere Befestigungselemente), die Abdichtleistung (Leckagespuren), den Oberflächenzustand (Schmutzniveau, Korrosionserscheinungen) und ungewöhnliche Anzeichen (Farbänderungen, Entladungsspuren, Rauchentwicklung) usw. Diese externen Merkmale stehen in spezifischen Beziehungen zu internen Fehlern.

Wenn das Transformatorenöl eine dunkelbraune Farbe zeigt und einen verbrannten Geruch hat, begleitet von ungewöhnlicher Temperaturerhöhung und dem Betrieb von Hochspannungsseite-Schutzelementen, deutet dies normalerweise auf Anomalien im magnetischen Kreissystem hin, möglicherweise auf Isolierungsschäden zwischen Siliziumblechplatten oder Mehrpunkt-Erdschläuchen des magnetischen Leiters.

Wenn der Betriebsstrom ungewöhnlich stark ansteigt, die Öltemperatur erheblich steigt, die Dreiphasenparameter asymmetrisch sind, begleitet vom Betrieb von Niederspannungsseite-Schutzeinrichtungen, Rauch im Ölkonservator und Fluktuationen der Sekundärspannung, kann ein Wickeldurchschlagfehler aufgrund des Versagens der Isolation zwischen Wickelleitern festgestellt werden. Wenn die elektrischen Parameter einer bestimmten Phase vollständig verschwinden (Spannung und Strom = 0), entspricht dieses Merkmal in der Regel einem Wickelunterbrechungs- oder Verbindungskonduktor-Fusionsfehler.

Das Ölsprühphänomen des Ölkonservators ist ein wichtiges Zeichen für schwere interne Fehler des Transformators. Wenn die Gasbildungsgeschwindigkeit des Fehlers die Kapazität des Druckentlastungsvorrichtungen überschreitet, entsteht im Inneren des Öltanks ein positiver Druck. Zunächst äußert sich dies als Leckage an schwachen Abdichtstellen. Mit weiter steigendem Druck kann schließlich Sprühöl an der Verbindungsoberfläche des Tankkörpers auftreten. Solche Fehler werden meist durch Spannungsdurchschlag zwischen den Wickeln verursacht, meist begleitet vom Verschmelzen von Hochspannungsseite-Schutzelementen. Laut Statistik der Gasrelaisaktionen durchlaufen etwa 75 % der schweren Fehler diesen Entwicklungsprozess.
Fehlersuche durch Temperaturänderungen
Während des Betriebs von Verteilungstransformatoren entstehen in den stromführenden Leitern unvermeidlich Wärmeverluste aufgrund des Joule-Effekts, was ein normales physikalisches Phänomen ist. Allerdings, wenn das Gerät elektrische Anomalien (wie Isolierungsverschlechterung, schlechter Kontakt) oder mechanische Defekte (wie Wickelverformung, Kühlungssystemausfall) aufweist, wird sein thermisches Gleichgewicht gestört, was sich in einer Betriebstemperatur, die den vorgesehenen zulässigen Wert überschreitet, äußert. Laut der Theorie der thermischen Alterung verdoppelt sich die Alterungsrate von Isoliermaterialien bei jedem 6 - 8 °C Temperaturanstieg, was die Lebensdauer des Geräts erheblich beeinflusst.

Für ungewöhnliche Temperaturanstiege aufgrund interner Fehler gibt es in der Regel offensichtliche Anomalien im Ölleitungssystem. Wenn die Hotspot-Temperatur den kritischen Wert erreicht, kommt es im Transformatorenöl zu einer Pyrolysereaktion, die eine große Menge an Gas erzeugt, wodurch die Druckentlastungsvorrichtung in Betrieb geht, was zu Ölleckage oder -sprühung führt. In der Praxis kann eine einfache Methode verwendet werden, um den Temperaturzustand des Geräts vorläufig zu beurteilen: Wenn die Oberfläche des Transformatorgehäuses länger als 10 Sekunden angefasst werden kann, liegt die Oberflächentemperatur in der Regel unter 60 °C. Dieser empirische Wert kann als Referenz für schnelle Vor-Ort-Bewertungen dienen.
Fehlersuche durch Geruchsänderungen
Sobald der Deckel des Ölpolsters geöffnet wird, kann ein eigentümlicher, beißender Brandgeruch wahrgenommen werden. Dies deutet darauf hin, dass die Spule innerhalb des Transformators verbrannt ist, oft begleitet von dem Verschmelzen von zwei- bis dreiphasigen Ausfallsicherungen.

Fehlersuche durch Klangänderungen
Während des Betriebs eines Transformators löst der Magnetostruktions-Effekt, der durch die Magnetisierung des Eisens herbeigeführt wird, periodische mechanische Schwingungen aus. Diese Schwingungen und ihre akustischen Charakteristika dienen als wichtige Indikatoren für den normalen Betrieb des Geräts. Akustische Diagnosetechnologien ermöglichen eine effektive Überwachung des Betriebsstatus des Transformators. Konkret können die Frequenzcharakteristika des Schallsignals, Änderungen des Schalldruckpegels und die Schwingungsspektrumcharakteristika potenzielle Fehler des Geräts offenbaren.

Bei der Verwendung der akustischen Detektionsmethode kann ein leitfähiger Stab (wie ein isolierender Stab) als Medium für die Schallwellenleitung eingesetzt werden. Ein Ende des Stabs wird mit der Außenhülle des Geräts in Kontakt gebracht, und das andere Ende wird nahe dem Hörorgan platziert, um zuzuhören. Sobald abnorme Schallsignale erkannt werden, sollten präventive Wartungsmaßnahmen sofort eingeleitet werden, um das Ausweitungsrisiko von Fehlern zu verhindern. Folgende sind die Entsprechungen zwischen typischen akustischen Charakteristika und Fehlertypen:

• Intermittierende "Klick"-Geräusche: Normalerweise deuten diese darauf hin, dass die Eisenkernlamellen locker sind oder die Befestigungselemente nicht ausreichend angeschraubt sind. Der Schalldruckpegel liegt in der Regel im Bereich von 60 bis 70 Dezibel.
  Hochfrequente Entladungsgeräusche: Begleitet von partiellen Entladungsvorgängen, zeigen die Schallsignale ein "knackendes" Charakteristik. In schweren Fällen kann der Schalldruckpegel 85 Dezibel überschreiten, und sichtbare Entladungsspuren sind oft vorhanden.

• Plötzliche Explosionsgeräusche: Diese treten meist auf, wenn die Isolation der Leiter beschädigt ist oder es zu einer Bodenentladung kommt. Die plötzliche Änderung des Schalldruckpegels überschreitet 20 Dezibel.

• Niederfrequente Donnergrollen: Häufig verbunden mit Niederspannungsseite-Erdungsfehlern, konzentrieren sich die Frequenzen der Schallsignale im Bereich von 100 bis 400 Hertz.

• Scharfe Pfeifgeräusche: Dies deutet darauf hin, dass das Gerät in einem übererregten Zustand ist, und die Hauptfrequenz der Schallsignale liegt in der Regel zwischen 1 und 2 Kilohertz.

• Blasenblasen-Geräusche: Begleitet von ungewöhnlichen Anstiegen der Öltemperatur, zeigen die Schallsignale ein kontinuierliches "Blubbern", was normalerweise auf eine Verschlechterung der Ölisolierleistung hinweist.

Fehlersuche durch Instrumente
Aufgrund der technischen Beschränkungen der Ausrüstung verwenden Stromversorgungsstationen meist ein Multimeter, um zu messen, ob der Widerstand der Wickelleiter leitfähig ist, um zu bestimmen, ob innen im Transformator Strangbrüche oder Wickeldurchschläge vorliegen; ein Isolationswiderstandsmesser wird verwendet, um den Isolationswiderstand jeder Wickelung des Transformators gegenüber der Erde zu messen, um festzustellen, ob die Hauptisolierung durchschlägt. Wenn die Isolation zwischen der Wickelung und der Erde oder zwischen den Phasen durchschlägt, nähert sich ihr Isolationsimpedanzwert 0 Ω.

Beim Testen der Isolierleistung der Wickelung müssen die Isolierparameter der folgenden drei Schaltkreise getrennt gemessen werden: der Isolationswiderstand zwischen der Primärwickelung, der Sekundärwickelung und dem Gehäuse; der Isolationswiderstand zwischen der Sekundärwickelung, der Primärwickelung und dem Gehäuse; und der Isolationswiderstand zwischen der Primärwickelung und der Sekundärwickelung. Es ist zu beachten, dass der Referenz-Potentialpunkt der Erde im Test die Metallgehäusestruktur des Transformators ist. Die Referenzwerte des Isolationswiderstands von ölgetränkten Transformatoren sind in Tabelle 1 dargestellt.

Fehlersuchetechnologien für Verteilungstransformatoren
Fehlersuchetechnologien für Verteilungstransformatoren sind entscheidende Mittel, um den sicheren Betrieb der Ausrüstung zu gewährleisten. Durch fortschrittliche Diagnosetechnologien können potenzielle Fehler rechtzeitig erkannt und wirksame Maßnahmen ergriffen werden, um das Ausweitungsrisiko von Fehlern zu verhindern. Im Folgenden werden einige häufig verwendete Fehlersuchetechnologien für Verteilungstransformatoren vorgestellt.
Gleichstromwiderstandstest der Wickelung
Der Gleichstromwiderstandstest der Wickelung ist eine der grundlegenden Methoden zur Erkennung des Gesundheitszustands von Transformatorwicklungen. Durch die Messung des Gleichstromwiderstands der Wickelung kann festgestellt werden, ob in der Wickelung Probleme wie Strangbrüche, schlechte Kontakte oder Wickeldurchschläge vorliegen. So wurde beispielsweise bei einer Routineprüfung eines Transformators in einem bestimmten Gebiet ein abnormer Gleichstromwiderstand der Hochspannungsseite-Wickelung festgestellt. Eine weitere Untersuchung ergab einen Wickeldurchschlag in der Wickelung. Eine zeitnahe Ersetzung der Wickelung verhinderte das Auftreten eines noch schwerwiegenderen Fehlers. Der Gleichstromwiderstandstest der Wickelung bietet die Vorteile einer einfachen Bedienung und direkter Ergebnisse und ist eine unverzichtbare Prüfmethode in der täglichen Wartung von Transformatoren.
Lösungsgasanalyse (DGA)
Die Lösungsgasanalyse (DGA) ist ein wichtiges technisches Mittel zur Diagnose interner Fehler von Transformatoren. Durch die Analyse der Komponenten und Gehalte der in dem Transformatorenöl gelösten Gase kann festgestellt werden, ob interne Fehler wie Überhitzung und Entladung im Transformator vorliegen. Mit der IEC60599-Drei-Verhältnismethode können Entladungsfehler genau identifiziert werden. So wurden beispielsweise hohe Konzentrationen von Acetylen (C2H2) und Wasserstoff (H2) im Öl eines bestimmten Transformators festgestellt. Die Analyse durch die Drei-Verhältnismethode ergab, dass es sich um einen Entladungsfehler handelt. Eine zeitnahe Wartung verhinderte eine Geräteschädigung. DGA bietet die Vorteile hoher Sensitivität und genauer Diagnose und ist ein wichtiges Mittel zur Überwachung des Zustands von Transformatoren.
Partielle Entladungserkennung
Die partielle Entladungserkennung ist eine wichtige Methode zur Bewertung der Isolierleistung von Transformatoren. Partielle Entladungen treten normalerweise in schwachen Isolierbereichen auf, und langfristige Entladungen führen zur allmählichen Verschlechterung von Isoliermaterialien, was letztendlich zu schwerwiegenden Fehlern führt. Durch die partielle Entladungserkennung können Isolationsdefekte frühzeitig erkannt und präventive Maßnahmen ergriffen werden. So wurde beispielsweise bei der partiellen Entladungserkennung eines bestimmten Transformators eine Entladung in der Hochspannungsbüchse festgestellt. Nach dem Austausch der Büchse verschwand das Entladungsphänomen, was die Lebensdauer der Ausrüstung effektiv verlängerte. Die partielle Entladungserkennung bietet die Vorteile der Nicht-Zerstörung und hoher Sensitivität und ist ein wichtiges Mittel zur Überwachung der Isolierung von Transformatoren.
Kombinierte Schwingungs- und Akustikanalyse
Die kombinierte Schwingungs- und Akustikanalyse dient dazu, durch die Analyse der Schwingungs- und Klangsignale während des Betriebs des Transformators festzustellen, ob es innen im Gerät mechanische Fehler gibt. So überschritt bei einem defekten Transformator die Schwingungsamplitude in der 125 Hz-Frequenzband um 3 dB den Standard. Die Inspektion ergab, dass die Eisenkernklammer locker war. Nach einer zeitnahen Anbringung kehrte die Schwingung in den Normalzustand zurück. Die kombinierte Schwingungs- und Akustikanalyse bietet die Vorteile der Echtzeitüberwachung und genauen Diagnose und ist ein wichtiges Mittel zur Diagnose mechanischer Fehler von Transformatoren.
Infrarot-Thermografieerkennung
Die Infrarot-Thermografieerkennung dient dazu, durch die Erfassung der Temperaturverteilung auf der Oberfläche des Transformators festzustellen, ob es Überhitzungsfehler in der Ausrüstung gibt. So wurde beispielsweise bei der Infrarot-Thermografieerkennung eines bestimmten Transformators eine abnorme Temperatur an der Verbindung der Hochspannungsbüchse festgestellt. Die Inspektion ergab, dass die Verbindungsschrauben locker waren. Nach einer zeitnahen Anbringung kehrte die Temperatur in den Normalzustand zurück. Die Infrarot-Thermografieerkennung bietet die Vorteile der berührungslosen und schnellen Diagnose und ist ein wichtiges Mittel zur Diagnose von Überhitzungsfehlern von Transformatoren.
Fehlerbeseitigungsmethoden und Beispiele für Verteilungstransformatoren
Linienabsturz aufgrund eines Wickeldurchschlags im Transformator
Fehlerphänomen
An einer 10 kV-Leitung in einem bestimmten Umspannwerk trat ein Überstromabsturz auf. Nach der Reduzierung eines Teils der Last trat beim Versuch der Wiederenergieversorgung weiterhin ein Überstrom auf.
Fehlerursachenanalyse
Nachdem die Ortsvorortwartungspersonal das Fehlbereich erreichte, testeten sie zunächst mit einem Megohmmeter die Isolierleistung der Stromversorgungsleitung, und der gemessene Isolationswert zur Erde betrug etwa 2 MΩ. Anschließend wurde ein Überwachungsinstrument an das offene Delta-Ende der Sekundärseite des 10 kV-Spannungstransformators angeschlossen. Während des temporären Energieschalttests wurde eine Spannung von etwa 40 V beobachtet. In Verbindung mit den Ortsvorortuntersuchungsergebnissen wurde vor dem