Termisk og mekanisk ydelsestest af distributions-transformatorer: Sikring af pålidelighed og levedygtighed

Introduktion

I det komplekse landskab af strømforsyning spiller distributionstransformatorer en afgørende rolle. Disse transformatorer har til opgave at trække spændingen ned fra primære distributionsniveauer til de passende anvendelsesspændinger for slutbrugere. Deres korrekte funktion er afgørende for at opretholde et stabil og effektivt strømnet. Denne artikel dykker ned i to væsentlige aspekter af vurdering af distributionstransformatorer: termisk præstationstest og mekanisk præstationstest, samtidig med at den undersøger, hvordan man kan forebygge serviceafbrydelser og håndtere spændingsvariationer.

Termisk Præstationstest af Distributionstransformatorer

Betydningen af Termisk Inspektion

Distributionstransformatorer genererer varme under drift. Varmen opstår hovedsageligt på grund af vindingsforskydninger og kjernehysteresis i disse transformatorer. Ukontrolleret varmesamling i transformatorer kan føre til nedbrydning af isolering, accelerere aldringsprocessen af transformatorerne, og udgøre en betydelig risiko for katastrofale fejl. Regelbundne termiske inspektioner af transformatorer er derfor af allerhøjeste betydning. Disse inspektioner, som inkluderer temperaturmonitoring og hotspotdetektion i transformatorer, fungerer som tidlige advarselsystemer. Ved at identificere termiske anomalier i transformatorer hurtigt, kan teknikere forhindre nedbrud og sikre uafbrudt strømforsyning gennem distributionsnettet.

Vigtige Termiske Testkomponenter for Transformatorer

Flere test danner grundlag for termiske præstationsinspektioner af distributionstransformatorer:

• Temperaturstigningstest: En fundamental inspektion for transformatorer, denne test måler temperaturens stigning i vindingerne og oljen i transformatorer under beregnet belastning. Afvigelse fra de fastsatte standarder i transformatorer signalerer potentielle problemer som ineffektiv køling eller interne modstandproblemer. Sådanne fund fremkalder en nærmere inspektion af komponenter som kølevinge, finner eller kølevæskens niveauer i transformatorer.

• Termisk Billedanalyse: Infrarød kameraer bruges i denne ikke-invasiv inspektionsmetode for transformatorer. De kortlægger overfladetemperaturen på transformatorer, hvilket fremhæver skjulte hotspots, som kunne skyldes løse forbindelser eller blokerede kanaler i transformatorer. Dette tillader målrettede reparationer i transformatorer inden isoleringsskade opstår.

• Oljetemperaturanalyse: Prover og test af transformatoroljens viskositet og syreindhold giver indsigt i de termiske stressniveauer, som transformatorerne oplever. Forhøjet syreindhold i oljen i transformatorer indikerer for stor opvarmning, hvilket udløser en inspektion af varmekilder og kølemechanismer i transformatorerne.

Inspektionsprotokoller og -standarder for Transformatorer

Standarder som IEEE C57.12.90 og IEC 60076 pålægger systematiske termiske inspektioner af transformatorer. Under test simulere teknikere fuld belastning på transformatorerne, mens de nøje overvåger temperaturgrader. For eksempel kræver en temperaturstigningstest i transformatorer, at transformatorerne stabiliseres i flere timer, før læsninger optages. Detaljeret dokumentation af hver inspektion af transformatorer, herunder omgivelser, testvarigheder og termiske profiler, gør det muligt at analysere tendenser i transformatorerne over tid.

Frekvens og Adaptive Strategier for Transformatorinspektioner

Frekvensen af termiske inspektioner for transformatorer afhænger af forskellige faktorer som belastningsvarianter og miljøforhold. Distributionstransformatorer i byområder med fluktuerende belastninger kan kræve månedlige inspektioner, mens de i landlige områder kan klare kvartalsvis kontroller. I varme klimaer forkortes mellemrummet mellem termiske inspektioner af transformatorer for at imødegå effekten af varmestress. Avancerede overvågningsystemer gør nu kontinuerlige termiske inspektioner af transformatorer mulige via indbyggede sensorer, som transmitterer realtid-data fra transformatorerne til kontrolcentre.

Overvinde Inspektionsudfordringer i Transformatorer

Termiske inspektioner af transformatorer møder bestemte udfordringer. Notabelt kan falske positive opstå på grund af midlertidige belastningsspids i transformatorer. For at mindske dette korrelerer teknikere termiske data med elektriske parametre, som belastningsstrøm i transformatorer. Desuden kræver adgang til svært tilgængelige komponenter, som interne vindinger i transformatorer, specialiseret ekspertise. Nogle inspektioner af transformatorer kræver oljeafledning, hvilket kræver streng overholdelse af detaljerede sikkerhedsprotokoller. Regelbunden kalibrering af termiske sensorer i transformatorer sikrer præcise inspektionresultater.

Integration af Termisk Inspektion med Transformatorvedligeholdelse

Termiske inspektioner af transformatorer fungerer som en bro mellem dataindsamling og vedligeholdelseshandlinger. En omfattende inspektionsrapport for transformatorer, som markerer hotspots, køleusikkerhed eller oljeforringelse i transformatorer, vejleder umiddelbare interventioner. For eksempel hvis en termisk billedanalyse afslører en blokeret kølevinge i en transformator, bliver rensning eller udskiftning en prioritet. Ved at integrere termiske inspektioner i de forebyggende vedligeholdelsesprogrammer for transformatorer, kan operatører forlænge levetiden af transformatorerne og reducere netets sårbarhed.

Mekanisk Præstationstest af Distributionstransformatorer

Den uundværlige Mekaniske Inspektion for Transformatorer

Distributionstransformatorer udsættes for mekaniske stresser igennem deres livscyklus. Elektriske fejl kan generere intense elektromagnetiske krafter, der kan forvrage vindingerne i transformatorerne. Desuden kan seismisk aktivitet eller grov håndtering under transport skade interne komponenter i transformatorerne. Regelbundne mekaniske inspektioner, som rækker fra visuelle kontroller til dynamiske tester af transformatorerne, er afgørende for at opdage skjulte fejl. Ved at identificere mekaniske svagheder tidligt i transformatorerne, kan operatører beskytte mod pludselige nedbrud, der kunne forstyrre strømforsyningen og bringe den samlede infrastruktur, der afhænger af disse transformatorer, i fare.

Kernemekaniske Testkomponenter for Transformatorer

Flere tests er integrerede i mekaniske præstationsinspektioner af distributionstransformatorer:

• Kortslutningsimpulstest: Denne inspektion simulerer fejltilstande for at vurdere transformatorernes evne til at tåle elektromagnetiske krafter. Afvigelse i impedans eller vindingsforflyttelse i transformatorerne signalerer mekanisk stress, hvilket udløser en inspektion af klemmekonstruktioner og støtterammer i transformatorerne.

• Vibrationanalyseinspektion: Sensorer bruges til at overvåge vibrationer under drift af transformatorerne. Ualmindelige frekvenser, der opdages i transformatorerne, indikerer problemer som løse dele, misallignede kjerner eller skadede kølevinge. Denne ikke-invasiv inspektionsmetode hjælper teknikere med at lokalizere og rette mekaniske problemer i transformatorerne, inden de eskalerer.

• Mekanisk Indvirkningstest: Anvendt under produktionsprocessen eller efter transport af transformatorerne, evaluerer denne test transformatorernes robusthed over for chok. Drop-tests eller seismiske simulationer afslører sårbarheder i komponenter som tank, busser eller terminalforbindelser i transformatorerne, hvilket udløser inspektioner af kritiske led.

Inspektionsprotokoller og -standarder for Transformatorer

Standarder som IEEE C57.12.90 og IEC 61378 pålægger strenge mekaniske inspektioner af transformatorer. Under test følger teknikere præcise procedurer. For eksempel kræver kortslutningstest i transformatorer kontrolleret strøminjektioner, mens man nøje overvåger de mekaniske respons fra transformatorerne. Detaljeret dokumentation af hver inspektion af transformatorerne, herunder testparametre, observerede deformeringer og reparationsanbefalinger, opbygger en historisk post for fremtidig analyse af transformatorerne.

Frekvens og Kontekstuelt Tiltag for Transformatorinspektioner

Frekvensen af mekaniske inspektioner for transformatorer varierer baseret på bruksituationer. Distributionstransformatorer i jordskælvsofrene regioner kan undergå kvartalslige vibrationsinspektioner, mens de i stabile miljøer kan klare årlige kontroller. Nyligt installeret transformatorer modtager ofte umiddelbare post-transportinspektioner for at verificere deres integritet. Avancerede overvågningsystemer gør nu kontinuerlige mekaniske inspektioner af transformatorer mulige via indbyggede spændingsmålere og accelerometerer.

Overvinde Inspektionsudfordringer i Transformatorer

Mekaniske inspektioner af transformatorer kommer med deres egne kompleksiteter. At opdage interne skader uden at demontere transformatorerne er en betydelig hindring. Nogle inspektioner, som ultralydtest for skjulte sprækker i transformatorerne, kræver specialiseret ekspertise. Desuden kræver det erfaring at skelne normal slitage fra abnorm forringelse i transformatorerne. For at tackle disse udfordringer kombinerer teknikere flere inspektionsmetoder, som vibrationsanalyse med visuelle kontroller, og udnytter historiske data til sammenlignende vurderinger af transformatorerne.

Integration af Mekanisk Inspektion med Transformatorvedligeholdelse

Mekaniske inspektioner af transformatorer fungerer som en afgørende link mellem diagnose og handling. En omfattende inspektionsrapport for transformatorerne, som markerer problemer som løse skruer, deformerede vindinger eller kompromitterede støtter, dikterer akutte reparationer eller komponentudskiftning. For eksempel hvis en vibrationsinspektion afslører en misalligned kerne i en transformator, bliver justering og genopstramning topprioriteret. Ved at integrere mekaniske inspektioner i de forebyggende vedligeholdelsesprogrammer for transformatorerne, kan operatører forlænge levetiden af transformatorerne og styrke netets resiliens.

Forebyggelse af Serviceafbrydelse i Distributionstransformatorer

Hvordan Transformatorer, Sekundære Kredsløb og Sikringer Funktionerer

Distributionstransformatorer trækker spændingen ned fra distributions- eller primærfeederens spænding til anvendelsesspændingen. De er forbundet til primærfeederen, sub-feedere og lateraler gennem primære sikringer eller sikrede afbrydere. Den primære sikring afbryder dens associerede distributionstransformator fra primærfeederen, når en transformatorfejl eller lav-impedans sekundærkredsfejl opstår. Sikrede afbrydere, som normalt er lukket, giver en bekvem måde at afbryde små distributionstransformatorer for inspektion og vedligeholdelse.

Tilfredsstillende overbelastningsbeskyttelse af en distributionstransformator kan ikke opnås med en primær sikring alene. Dette skyldes forskellen i formen af dens strøm-tid kurve og den sikre strøm-tid kurve for en distributionstransformator. Hvis en lille nok sikring bruges for at give fuld overbelastningsbeskyttelse for transformatoren, går meget af den værdifulde overbelastningskapacitet i transformatoren tabt, da sikringen springer for tidligt. En sådan lille sikring springer også ofte unødvendigt på strømspids. Derfor bør en primær sikring vælges baseret på at give kortslutningsbeskyttelse alene, med dens minimumspringestrøm normalt overstiger 200% af den fulde belastningsstrøm for den associerede transformator.

Distributionstransformatorer forbundet til overhængende ledningsfeedere udsættes ofte for alvorlige lynoverslag. For at minimere isoleringsnedbrydning og transformatornedbrydning fra lyn bruges lynoverførere ofte sammen med disse transformatorer.

De sekundære ledninger af en distributionstransformator er typisk solidt forbundet til radielle sekundære kredsløb, fra hvilke forbrugerforbindelser tages. Dette betyder, at transformatoren mangler beskyttelse mod overbelastninger og høj-impedanskredsfejl i sine sekundære kredsløb. Relativt få distributionstransformatorer bliver brændt ud af overbelastninger, hovedsageligt fordi de ofte ikke er fuldt ud benyttet til deres overbelastningskapacitet. Et andet faktor, der bidrager til det lave antal overbelastningsrelaterede fejl, er de hyppige belastningskontroller og korrektive foranstaltninger, der tages, inden farlige overbelastninger opstår. Dog forårsager høj-impedanskredsfejl i deres sekundære kredsløb sandsynligvis flere distributionstransformatorfejl end overbelastninger, især i områder med dårlige træforhold.

Sikringer i de sekundære ledninger af distributionstransformatorer er lidt mere effektive i at forhindre transformatorbrændninger end primære sikringer, af lignende grunde. Den korrekte måde at opnå tilfredsstillende beskyttelse for en distributionstransformator mod overbelastninger og høj-impedanskredsfejl er ved at installere en kredsløbsbryder i de sekundære ledninger af transformatoren. Bryderens trippingskurve skal korrekt koordineres med den sikre strøm-tid kurve for transformatoren. Den primære sikring skal også koordineres med den sekundære bryder, så bryderen tripper på enhver strøm, der kan passere gennem den, inden sikringen skades.

Fejl på en forbrugers forbindelse fra sekundærkredsløbet til serviceswitchen er yderst sjældne. Derfor er brugen af en sekundær sikring ved punktet, hvor forbindelsen tages til sekundærkredsløbet, ikke økonomisk berettiget, undtagen i usædvanlige tilfælde som store forbindelser fra underjordiske sekundære kredsløb.

Overvejelser vedrørende Spændingsvariation

Under antagelsen af en maksimal spændingsvariation på cirka 10% ved enhver forbrugers serviceswitch, kan opdelingen af denne fald på de forskellige deler af systemet, ved fuld belastning, være omtrent som følger:

• 2% spændingsvariation i primærfeederen mellem den første og sidste transformator

• 2,5% spændingsvariation i distributionstransformator

• 3% spændingsvariation i sekundærkredsløbet

• 0,5% spændingsvariation i forbrugerens forbindelse

Faktoren, at spændingen på primæren af den første distributionstransformator normalt ikke kan opretholdes nøjagtigt, forklarer de resterende 2%.

Disse tal er typiske for overhængende systemer, der leverer boliglast. Imidlertid kan de forventes at variere betydeligt i underjordiske systemer, hvor kabelkredsløb og store distributionstransformatorer bruges, eller når industriel og kommerciel last leveres.

Den økonomiske størrelse af distributionstransformator og sekundærkredsløb kombination for enhver uniform lasttæthed og type konstruktion, ved specifikke markedspriser, kan let fastsættes, når den totale tilladte spændingsfald i disse to dele af systemet er fastsat. Hvis transformatoren er for stor, vil sekundærkredsløbsomkostninger og totale omkostninger være overdrevne. Omvendt, hvis transformatoren er for lille, vil transformatoromkostninger og totale omkostninger være for høje.

Behandling af Lastændringer i Transformatorer

Som i ethvert andet område af distributionsnettet, skal lastændringer eller lastvækst tages i betragtning og planlægges for i distributionstransformatorer og sekundærkredsløb. Distributionstransformatorer og sekundærkredsløb installeres ikke kun for at servere de laster, der findes ved installationstidspunktet, men også for at imødekomme nogle fremtidige laster. Imidlertid er det ikke økonomisk at gøre for meget tilladelse for vækst.

Når en distributionstransformator bliver farligt overbelasted, kan den erstattes af en af næste større størrelse, hvis strømbæringskapaciteten af sekundærkredsløbet og den samlede spændingsregulering tillader det. Hvis ikke, kan en anden transformator af omtrent samme størrelse installeres mellem den overbelasted transformator og den nærliggende. Dette indebærer at fjerne last fra den overbelasted transformator ved at forbinde en del af dens sekundærkredsløb og den associerede last til den nye transformator. Dette reducerer også lasten på den overbelasted transformators sekundærkredsløb og forbedrer den samlede spændingsregulering. I områder med rimelig uniform last, kan det være nødvendigt at installere transformatorer på begge sider af den overbelasted transformator relativt hurtigt for at opretholde tilfredsstillende spændingsforhold og forhindre overbelastning af dele af sekundærkredsløbet. Samme resultat kan også opnås ved at installere en ny transformator og flytte den overbelasted transformator, så den forsyner midten af dens forkortede sekundærkredsløb.

Transformatorbanking for Forbedring af Service

Med distributionstransformatorer og sekundærkredsløb arrangeret som i den typiske radielle konfiguration, leveres enhver enkelt last kun gennem én transformator og i én retning over sekundærkredsløbet. På grund af dette kan en pludselig anvendt last, som ved start af en motor, på en forbrugers forbindelse forårsage uacceptable lysblink hos andre forbrugers forbindelser, der forsynes af samme transformator. Øget anvendelse af motor-drevne apparater i boligområder resulterer i et betydeligt antal klager om lysblink. I nogle områder kan lysblink snarere end spændingsregulering være den afgørende faktor i størrelsen og placeringen af transformatorer og sekundærkredsløb.

Banking af distributionstransformatorer er normalt den bedste og mest økonomiske metode til at forbedre eller eliminere lysblink. Banking af transformatorer betyder parallellering på sekundær siden af flere transformatorer, alle forbundet til samme primærkredsløb. Sekundærkredsløbskonfigurationen i en banket transformatorlayout kan tage forskellige former, som løkker eller netværk, ligesom dem, der anvendes i et sekundært netværkssystem. Imidlertid er bankede transformatorer, der er forbundet til og forsynet over en enkelt radiel primærfeeder, en form for radielt distributionsnet, i modsætning til et sekundært netværksløb eller net, der forsynes over to eller flere primærfeedere og tilbyder langt større servicefiabilitet.

Konverteringen fra den sædvanlige radielle sekundærkredsløbskonfiguration til den bankede-transformator konfiguration kan normalt gøres simpelt og billigt ved at lukke hullerne mellem de radielle sekundære kredsløb af flere transformatorer, der er forbundet med samme primærfeeder, og installere de korrekte primære og sekundære sikringer.

Beskyttelse i Transformatorbanking

To store former for beskyttelse er blevet anvendt, når man banker distributionstransformatorer. Den første konfiguration, som sandsynligvis er den ældste og mest almindelige, involverer at forbinde distributionstransformatorerne til primærfeederen gennem primære sikringer eller sikrede afbrydere. Disse sikringer bør springe kun ved en fejl i den associerede transformator. Alle transformatorer er forbundet til det fælles sekundærkredsløb gennem sekundære sikringer, hvis formål er at afbryde en defekt transformator fra sekundærkredsløbet. Størrelsen af den sekundære sikring skal være sådan, at den springer ved en primærfejl mellem dens transformator og den associerede primære sikring. Fejl på sekundærkredsløbet forventes normalt at brænde sig selv klar. For at forhindre, at sekundære sikringer springer ofte ved sekundærkredsløbsfejl, bør disse sikringer have relativt lange springetider for alle fejlstrømme, men ikke så lange, at de ikke yder nogen beskyttelse til transformatorerne mod sekundærfejl, der ikke rydder sig hurtigt.

At bruge en sekundær bryder med korrekte strøm-tid karakteristika er foretrukkeligt i forhold til sekundære sikringer, når man banker transformatorer, da det tilbyder større beskyttelse af transformatorerne mod overbelastninger og høj-impedanskredsfejl. Sekundære sikringer eller brydere bør åbne hurtigere end de primære sikringer ved enhver mulig strøm for at forhindre, at de primære sikringer springer ved en sekundærfejl.

En transformatorfejl ryddes af transformatorens primære og sekundære sikringer uden at afbryde service. De fleste sekundærfejl rydder sig hurtigt, men når en sekundærfejl fortsætter, kan flere eller alle sekundære sikringer springe, og nogle transformatorer kan brændes ud. Erfaring viser, at med en omhyggelig undersøgelse af forventede fejlstrømme og korrekt valg af primære og sekundære sikringer, opererer denne metode med minimal problemer. Imidlertid kan en sekundærkredsløbsfejl iblande få flere sekundære sikringer til at springe og nogle transformatorer til at brændes ud, hvilket resulterer i en større serviceafbrydelse end med radielle sekundære kredsløb.

Den anden transformatorbanking konfiguration er foretrukkelig, da der ikke er nogen fare for en total serviceafbrydelse i det bankede område på grund af en sekundærfejl. I denne konfiguration er distributionstransformatorerne forbundet til primærfeederen gennem primære sikringer af samme grunde som i den første konfiguration. Transformatorerne er solidt forbundet til sekundærkredsløbet, som er sectionaliseret mellem transformatorerne gennem sekundære sikringer. Disse sikringer er valgt til at springe hurtigere end enhver primær sikring for enhver sekundærkredsløbsfejl. Når en transformator mislykkes, fjernes den fra systemet af dens primære sikring og de nærliggende sekundære sikringer på hver side. Således resulterer en transformatorfejl kun i en serviceafbrydelse for forbrugerne, der er forbundet med den defekte transformator. En sekundærkredsløbsfe