Thermische und mechanische Leistungsprüfung von Verteilungstransformatoren: Sicherstellung der Zuverlässigkeit und Langlebigkeit

Einführung

In der komplexen Landschaft der Stromverteilung spielen Verteilungstransformatoren eine zentrale Rolle. Diese Transformator sind dafür verantwortlich, die Spannung von den Primärverteilungsebenen auf die geeigneten Nutzspannungen für Endverbraucher herunterzustufen. Ihr korrektes Funktionieren ist entscheidend für die Aufrechterhaltung eines stabilen und effizienten Stromnetzes. Dieser Artikel beleuchtet zwei wesentliche Aspekte der Bewertung von Verteilungstransformatoren: thermische Leistungstests und mechanische Leistungstests, und untersucht auch, wie man Dienstunterbrechungen verhindern und Spannungsschwankungen bewältigen kann.

Thermische Leistungstests an Verteilungstransformatoren

Die Bedeutung der thermischen Inspektion

Verteilungstransformatoren erzeugen Wärme während des Betriebs. Wärme entsteht hauptsächlich durch Wicklungsverluste und Kernhysterese in diesen Transformator. Unkontrolliertes Wärmestau in Transformator kann zu einer Verschlechterung der Isolierung führen, den Alterungsprozess der Transformator beschleunigen und ein signifikantes Risiko von katastrophalen Ausfällen darstellen. Regelmäßige thermische Inspektionen von Transformator sind daher von äußerster Wichtigkeit. Diese Inspektionen, die Temperaturüberwachung und Heißpunkterkennung in Transformator beinhalten, dienen als Frühwarnsysteme. Durch das schnelle Identifizieren von thermischen Anomalien in Transformator können Techniker Ausfälle vorbeugen und eine ununterbrochene Stromversorgung über das Verteilungsnetz sicherstellen.

Wichtige Komponenten der thermischen Prüfung für Transformator

Verschiedene Tests bilden die Grundlage für thermische Leistungsinpektionen von Verteilungstransformator:

• Temperaturanstiegsprüfung: Eine grundlegende Inspektion für Transformator, bei der der Temperaturanstieg in den Wicklungen und dem Öl von Transformator unter Nennlast gemessen wird. Abweichungen von den etablierten Standards in Transformator signalisieren potenzielle Probleme wie ineffektive Kühlung oder interne Widerstandsschwierigkeiten. Solche Befunde führen zu einer genauereren Inspektion von Komponenten wie Kühlventilatoren, Flossen oder Kühlmittelständen in Transformator.

• Thermografische Inspektion: Infrarotkameras werden in dieser nicht-invasiven Inspektionsmethode für Transformator eingesetzt. Sie kartieren die Oberflächentemperaturen von Transformator, heben verborgene Heißpunkte hervor, die auf lockere Verbindungen oder blockierte Duktus innerhalb der Transformator zurückzuführen sein könnten. Dies ermöglicht gezielte Reparaturen an Transformator, bevor es zu Isolierungsschäden kommt.

• Öltemperaturanalyse: Die Probenahme und -prüfung der Viskosität und Säuregehalts des Transformatoröls liefert Einblicke in die thermischen Belastungsniveaus, denen die Transformator ausgesetzt sind. Erhöhte Säure im Öl von Transformator deutet auf übermäßige Erwärmung hin, was eine Inspektion der Wärmequellen und Kühlmechanismen innerhalb der Transformator auslöst.

Inspektionsprotokolle und -normen für Transformator

Normen wie IEEE C57.12.90 und IEC 60076 fordern systematische thermische Inspektionen von Transformator. Während der Prüfungen simulieren Techniker volle Lastbedingungen an den Transformator, wobei sie die Temperaturgradienten sorgfältig überwachen. So erfordert beispielsweise eine Temperaturanstiegsprüfung an Transformator, dass die Transformator mehrere Stunden stabilisiert werden, bevor Messwerte aufgezeichnet werden. Eine detaillierte Dokumentation jeder Inspektion von Transformator, einschließlich Umgebungsbedingungen, Prüfdauern und thermischer Profile, erleichtert die Trendanalyse der Transformator im Laufe der Zeit.

Häufigkeit und adaptive Strategien für Transformatorinspektionen

Die Häufigkeit der thermischen Inspektionen von Transformator hängt von verschiedenen Faktoren ab, wie Lastvariabilität und Umweltbedingungen. Verteilungstransformator in städtischen Gebieten mit fluktuierenden Lasten erfordern möglicherweise monatliche Inspektionen, während jene in ländlichen Gebieten mit vierteljährlichen Kontrollen auskommen können. In heißen Klimazonen werden die Intervalle zwischen thermischen Inspektionen von Transformator verkürzt, um die Auswirkungen von Wärmestress zu mildern. Fortgeschrittene Überwachungssysteme ermöglichen nun kontinuierliche thermische Inspektionen von Transformator über eingebettete Sensoren, die Echtzeitdaten von den Transformator zu Kontrollzentren senden.

Überwindung von Inspektionsherausforderungen bei Transformator

Thermische Inspektionen von Transformator stellen bestimmte Herausforderungen dar. Insbesondere können falsch-positive Ergebnisse aufgrund von kurzzeitigen Lastspitzen in Transformator auftreten. Um dies zu mildern, korrelieren Techniker thermische Daten mit elektrischen Parametern, wie Lastströmen in Transformator. Darüber hinaus erfordert der Zugriff auf schwer zugängliche Komponenten, wie interne Wicklungen in Transformator, spezialisierte Expertise. Manche Inspektionen von Transformator erfordern das Ablassen von Öl, was eine strikte Einhaltung sorgfältiger Sicherheitsprotokolle erforderlich macht. Regelmäßige Kalibrierung der thermischen Sensoren in Transformator gewährleistet präzise Inspektionsresultate.

Integration der thermischen Inspektion in die Transformatorwartung

Thermische Inspektionen von Transformator dienen als Brücke zwischen Datenerfassung und Wartungsmaßnahmen. Ein umfassender Inspektionsbericht von Transformator, der Heißpunkte, Kühlungseffizienzmängel oder Öldergradation in Transformator markiert, leitet sofortige Interventionen. Wenn beispielsweise eine thermografische Inspektion einen blockierten Kühlrippen in einem Transformator aufdeckt, wird die Reinigung oder Ersetzung zur Priorität. Durch die Einbindung der thermischen Inspektionen in die präventiven Wartungspläne von Transformator können Betreiber die Lebensdauer der Transformator verlängern und die Netzwerkschwachstellen reduzieren.

Mechanische Leistungstests an Verteilungstransformator

Die Unentbehrlichkeit der mechanischen Inspektion für Transformator

Verteilungstransformator sind während ihres gesamten Lebenszyklus mechanischen Belastungen ausgesetzt. Elektrische Fehler können intensive elektromagnetische Kräfte erzeugen, die die Wicklungen der Transformator verzerren können. Zudem können seismische Aktivitäten oder rauhe Handhabung während des Transports interne Komponenten der Transformator beschädigen. Regelmäßige mechanische Inspektionen, von visuellen Kontrollen bis hin zu dynamischen Prüfungen der Transformator, sind essentiell, um versteckte Mängel zu erkennen. Indem mechanische Schwächen frühzeitig in den Transformator identifiziert werden, können Betreiber plötzliche Ausfälle verhindern, die die Stromversorgung stören und die gesamte Infrastruktur, die auf diese Transformator angewiesen ist, gefährden könnten.

Kernkomponenten der mechanischen Prüfung für Transformator

Verschiedene Tests sind integraler Bestandteil der mechanischen Leistungsinpektionen von Verteilungstransformator:

• Kurzschlussimpulsprüfung: Diese Inspektion simuliert Fehlerbedingungen, um die Fähigkeit der Transformator, elektromagnetischen Kräften standzuhalten, zu bewerten. Abweichungen in Impedanz oder Wicklungsauslenkungen in den Transformator deuten auf mechanischen Stress hin, was eine Inspektion der Klammernstrukturen und Stützrahmen innerhalb der Transformator auslöst.

• Schwingungsanalyseinspektion: Sensoren werden verwendet, um Schwingungen während des Betriebs der Transformator zu überwachen. Ungewöhnliche Frequenzen, die in den Transformator festgestellt werden, weisen auf Probleme wie lose Teile, fehl ausgerichtete Kerne oder defekte Kühlventilatoren hin. Diese nicht-invasive Inspektionsmethode hilft Technikern, mechanische Probleme in den Transformator zu lokalisieren und zu beheben, bevor sie eskalieren.

• Mechanischer Stoßtest: Dieser Test wird während des Herstellungsprozesses oder nach dem Transport der Transformator durchgeführt, um die Standfestigkeit der Transformator gegenüber Schocks zu bewerten. Falltests oder seismische Simulationen offenbaren Schwachstellen in Komponenten wie Tank, Buchsen oder Terminalverbindungen der Transformator, was Inspektionen kritischer Verbindungen auslöst.

Inspektionsprotokolle und -normen für Transformator

Normen wie IEEE C57.12.90 und IEC 61378 fordern strenge mechanische Inspektionen von Transformator. Während der Prüfungen folgen Techniker präzisen Verfahren. Beispielsweise erfordern Kurzschlusstests an Transformator gesteuerte Strominjektionen, während die mechanischen Reaktionen der Transformator genau überwacht werden. Eine detaillierte Dokumentation jeder Inspektion der Transformator, einschließlich Testparameter, beobachteter Verformungen und Reparaturvorschläge, schafft einen historischen Datensatz für zukünftige Analysen der Transformator.

Häufigkeit und kontextuelle Anpassung für Transformatorinspektionen

Die Häufigkeit der mechanischen Inspektionen von Transformator variiert je nach Nutzungsszenario. Verteilungstransformator in Erdbebengebieten können vierteljährliche Schwingungsinspektionen durchlaufen, während jene in stabilen Umgebungen mit jährlichen Kontrollen auskommen können. Neu installierte Transformator erhalten oft sofort nach dem Transport Inspektionen, um ihre Integrität zu überprüfen. Fortgeschrittene Überwachungssysteme ermöglichen nun kontinuierliche mechanische Inspektionen von Transformator über eingebettete Dehnungsmesser und Beschleunigungsmesser.

Überwindung von Inspektionsherausforderungen bei Transformator

Mechanische Inspektionen von Transformator bringen ihre eigenen Komplexitäten mit sich. Die Feststellung von internen Schäden ohne Demontage der Transformator stellt eine bedeutende Hürde dar. Manche Inspektionen, wie Ultraschallprüfungen auf versteckte Risse in den Transformator, erfordern spezialisierte Expertise. Darüber hinaus erfordert die Unterscheidung zwischen normaler Verschleiß und abnormer Degeneration in den Transformator Erfahrung. Um diese Herausforderungen zu bewältigen, kombinieren Techniker verschiedene Inspektionsmethoden, wie Schwingungsanalyse mit visuellen Inspektionen, und nutzen historische Daten für vergleichende Bewertungen der Transformator.

Integration der mechanischen Inspektion in die Transformatorwartung

Mechanische Inspektionen von Transformator dienen als wichtiger Link zwischen Diagnose und Maßnahme. Ein umfassender Inspektionsbericht der Transformator, der Probleme wie lose Bolzen, verformte Wicklungen oder geschädigte Stützen markiert, diktiert dringende Reparaturen oder Komponentenersetzungen. Wenn beispielsweise eine Schwingungsinspektion einen verschobenen Kern in einem Transformator aufdeckt, werden Neuausrichtung und Nachziehen zu obersten Prioritäten. Durch die Einbindung der mechanischen Inspektionen in die präventiven Wartungspläne der Transformator können Betreiber die Lebensdauer der Transformator verlängern und die Netzwerkwiderstandsfähigkeit stärken.

Verhinderung einer Unterbrechung des Dienstes bei Verteilungstransformator

Wie Transformator, Sekundäre und Sicherungen arbeiten

Verteilungstransformator verringern die Spannung vom Verteilungs- oder Primärzuleitungsspannung auf die Nutzspannung. Sie sind über Primärsicherungen oder gefuse-Schnellschalter mit der Primärzuleitung, Subzuleitungen und Lateralen verbunden. Die Primärsicherung trennt ihren zugehörigen Verteilungstransformator von der Primärzuleitung, wenn ein Transformatorfehler oder ein niedrig-impedanzierter Sekundärkreisfehler auftritt. Gefuse-Schnellschalter, die normalerweise geschlossen sind, bieten eine praktische Möglichkeit, kleine Verteilungstransformator zum Zweck der Inspektion und Wartung abzutrennen.

Eine zufriedenstellende Überlastschutz eines Verteilungstransformator kann alleine mit einer Primärsicherung nicht erreicht werden. Dies liegt an dem Unterschied in der Form seiner Strom-Zeit-Kurve und der sicheren Strom-Zeit-Kurve eines Verteilungstransformator. Wenn eine kleine genug Sicherung verwendet wird, um vollständigen Überlastschutz für den Transformator zu bieten, geht viel der wertvollen Überlastkapazität des Transformator verloren, da die Sicherung vorzeitig durchbrennt. Eine solche kleine Sicherung brennt auch häufig unnötig auf Stöstromen durch. Daher sollte eine Primärsicherung so ausgewählt werden, dass sie nur Kurzschutz bietet, wobei ihr Mindestdurchbruchstrom normalerweise 200% des Vollaststroms ihres zugehörigen Transformator überschreitet.

Verteilungstransformator, die an offene Freileitungszuleitungen angeschlossen sind, sind oft starken Blitzstörungen ausgesetzt. Um Isolationsbrüche und Transformatorausfälle durch Blitzschlag zu minimieren, werden häufig Blitzableiter mit diesen Transformator verwendet.

Die Sekundärleitungen eines Verteilungstransformator sind in der Regel fest mit radialen Sekundärschaltkreisen verbunden, von denen die Verbraucherdienste abgezapft werden. Dies bedeutet, dass der Transformator keinen Schutz gegen Überlast und Hochimpedanzfehler in seinen Sekundärschaltkreisen hat. Relativ wenige Verteilungstransformator werden durch Überlast ausgebrannt, hauptsächlich weil sie oft nicht vollständig bis zu ihrer Überlastkapazität genutzt werden. Ein weiterer Faktor, der zu der geringen Anzahl von Überlast-bedingten Ausfällen beiträgt, sind die häufigen Lastprüfungen und korrektiven Maßnahmen, die vor gefährlichen Überlasten durchgeführt werden. Allerdings verursachen Hochimpedanzfehler in den Sekundärschaltkreisen wahrscheinlich mehr Transformatorausfälle als Überlast, insbesondere in Gebieten mit schlechten Baumbedingungen.

Sicherungen in den Sekundärleitungen von Verteilungstransformator sind kaum wirksamer als Primärsicherungen, um Transformatorausfälle zu verhindern, aus ähnlichen Gründen. Der richtige Weg, um einen Verteilungstransformator zufriedenstellend gegen Überlast und Hochimpedanzfehler zu schützen, besteht darin, einen Schalterschutz in den Sekundärleitungen des Transformator zu installieren. Die Trippkurve dieses Schalterschutzes muss mit der sicheren Strom-Zeit-Kurve des Transformator richtig koordiniert sein. Die Primärsicherung muss auch mit dem Sekundärschalterschutz koordiniert werden, damit der Schalterschutz bei jedem Strom, der durch ihn passieren kann, vor dem Durchbrennen der Sicherung anspringt.

Fehler auf einer Verbraucherdienstverbindung vom Sekundärschaltkreis zum Dienstschalter sind extrem selten. Daher ist die Verwendung einer Sekundärsicherung am Punkt, an dem die Dienstverbindung auf den Sekundärschaltkreis getappt wird, wirtschaftlich nicht gerechtfertigt, außer in ungewöhnlichen Fällen wie großen Diensten von unterirdischen Sekundärschaltkreisen.

Betrachtungen zur Spannungsschwankung

Unter der Annahme einer maximalen Spannungsschwankung von etwa 10% an jedem Verbraucherdienstschalter, könnte die Aufteilung dieser Abweichung unter den verschiedenen Teilen des Systems bei voller Last ungefähr wie folgt sein:

• 2% Spannungsschwankung in der Primärzuleitung zwischen dem ersten und dem letzten Transformator

• 2,5% Spannungsschwankung im Verteilungstransformator

• 3% Spannungsschwankung im Sekundärschaltkreis

• 0,5% Spannungsschwankung in der Verbraucherdienstverbindung

Die Tatsache, dass die Spannung am Primäranschluss des ersten Verteilungstransformator normalerweise nicht exakt gehalten werden kann, erklärt die anderen 2%.

Diese Zahlen sind typisch für Freileitungssysteme, die Wohngebiete versorgen. Allerdings können sie in unterirdischen Systemen, wo Kabelschaltkreise und große Verteilungstransformator verwendet werden, oder bei der Versorgung von Industrie- und Gewerbelasten, erheblich abweichen.

Die wirtschaftliche Größe des Verteilungstransformator und des Sekundärschaltkreises für jede gleichmäßige Lastdichte und Art der Konstruktion, zu spezifischen Marktpreisen, kann leicht bestimmt werden, sobald der gesamte zulässige Spannungsabfall in diesen beiden Teilen des Systems festgelegt ist. Wenn der Transformator zu groß ist, werden die Kosten des Sekundärschaltkreises und die Gesamtkosten zu hoch. Umgekehrt, wenn der Transformator zu klein ist, werden die Transformatorkosten und die Gesamtkosten zu hoch.

Behandlung von Laständerungen in Transformator

Wie in jedem anderen Teil des Verteilsystems müssen Laständerungen oder Lastwachstum in Verteilungstransformator und Sekundärschaltkreisen berücksichtigt und geplant werden. Verteilungstransformator und Sekundärschaltkreise werden nicht nur installiert, um die vorhandenen Lasten zum Zeitpunkt der Installation zu versorgen, sondern auch, um zukünftige Lasten zu berücksichtigen. Es ist jedoch nicht wirtschaftlich, zu viel Platz für Wachstum einzuplanen.

Wenn ein Verteilungstransformator gefährlich überlastet wird, kann er durch einen der nächsten größeren ersetzt werden, wenn die Stromtragfähigkeit des Sekundärschaltkreises und die allgemeine Spannungsregelung dies erlauben. Falls nicht, kann ein weiterer Transformator in etwa gleicher Größe zwischen dem überlasteten Transformator und dem benachbarten Transformator installiert werden. Dies beinhaltet, dass Last vom überlasteten Transformator abgenommen wird, indem ein Teil seines Sekundärschaltkreises und der zugehörige Verbrauch an den neuen Transformator angeschlossen werden. Dies reduziert auch die Last auf dem Sekundärschaltkreis des überlasteten Transformator und verbessert die allgemeine Spannungsregelung. In Gebieten mit relativ gleichmäßiger Last können Transformator relativ schnell auf beiden Seiten des überlasteten Transformator installiert werden, um zufriedenstellende Spannungsbedingungen aufrechtzuerhalten und Überlastungen in Teilen des Sekundärschaltkreises zu verhindern. Das gleiche Ergebnis kann auch dadurch erreicht werden, dass ein neuer Transformator installiert und der überlastete Transformator so umgezogen wird, dass er in die Mitte seines gekürzten Sekundärschaltkreises versorgt.

Transformatorbanking zur Verbesserung des Dienstes

Bei Verteilungstransformator und Sekundärschaltkreisen, die in der typischen Radialkonfiguration angeordnet sind, wird jede einzelne Last nur über einen Transformator und in nur eine Richtung über den Sekundärschaltkreis versorgt. Aufgrund dessen kann eine plötzlich aufgebrachte Last, wie beim Starten eines Motors, auf einem Verbraucherdienst unangenehmes Lichtflackern auf anderen Verbraucherdiensten, die vom gleichen Transformator versorgt werden, verursachen. Die zunehmende Verwendung von motorgetriebenen Geräten in Wohngebieten führt zu einer signifikanten Anzahl von Beschwerden über Lichtflackern. In manchen Gebieten kann das Lichtflackern, anstatt die Spannungsregelung, der entscheidende Faktor bei der Größe und Anordnung von Transformator und Sekundärschaltkreisen sein.

Das Banking von Verteilungstransformator ist in der Regel die beste und wirtschaftlichste Methode, um Lichtflackern zu verbessern oder zu eliminieren. Transformatorbanking bedeutet, auf der Sekundarseite eine Reihe von Transformator zu parallelieren, die alle an den gleichen Primärschaltkreis angeschlossen sind. Die Sekundärschaltkreisanordnung in einer bankierten Transformatoranordnung kann verschiedene Formen annehmen, wie Schleifen oder Gitter, ähnlich denen, die in einem Sekundärschaltkreisnetzwerk verwendet werden. Allerdings sind bankierte Transformator, die an und über einen einzigen radialen Primärschaltkreis angeschlossen und versorgt werden, eine Form des radialen Verteilsystems, im Gegensatz zu einem Sekundärschaltkreisnetzwerk, das über zwei oder mehr Primärschaltkreise versorgt wird und eine viel höhere Dienstzuverlässigkeit bietet.

Die Umwandlung von der üblichen radialen Sekundärschaltkreisanordnung zur bankierten Transformatoranordnung kann in der Regel einfach und kostengünstig durchgeführt werden, indem die Lücken zwischen den radialen Sekundärschaltkreisen einer Reihe von Transformator, die mit dem gleichen Primärschaltkreis verbunden sind, geschlossen und die geeigneten Primär- und Sekundärsicherungen installiert werden.

Schutz beim Transformatorbanking

Zwei Hauptformen des Schutzes wurden beim Banking von Verteilungstransformator verwendet. Die erste Anordnung, die wahrscheinlich die älteste und am häufigsten verwendete ist, beinhaltet die Verbindung der Verteilungstransformator mit dem Primärschaltkreis über Primärsicherungen oder gefuse-Schnellschalter. Diese Sicherungen sollten nur bei einem Fehler in ihrem zugehörigen Transformator durchbrennen. Alle Transformator sind über Sekundärsicherungen an den gemeinsamen Sekundärschaltkreis angeschlossen, deren Zweck es ist, einen defekten Transformator vom Sekundärschaltkreis zu trennen. Die Größe der Sekundärsicherung muss so bemessen sein, dass sie bei einem Primärfehler zwischen ihrem Transformator und der zugehörigen Primärsicherung durchbrennt. Fehler im Sekundärschaltkreis werden normalerweise erwartet, sich selbst zu beseitigen. Um das häufige Durchbrennen von Sekundärsicherungen bei Sekundärschaltkreisfehlern zu verhindern, sollten diese Sicherungen relativ lange Durchbrennzeiten bei allen Fehlerströmen haben, aber nicht so lang, dass sie keinen Schutz für die Transformator gegen Sekundärschaltkreisfehler bieten, die sich nicht schnell beseitigen.

Die Verwendung eines Sekundärschalters mit geeigneten Strom-Zeit-Eigenschaften ist vorzuziehen gegenüber Sekundärsicherungen, wenn Transformator gebankt werden, da er einen größeren Schutz für den Transformator gegen Überlast und Hochimpedanzfehler bietet. Die Sekundärsicherungen oder -schalter sollten bei jedem möglichen Strom schneller öffnen als die Primärsicherungen, um das Durchbrennen von Primärsicherungen bei einem Sekundärschaltkreisfehler zu verhindern.

Ein Transformatorfehler wird durch die Primär- und Sekundärsicherungen des Transformators ohne Unterbrechung des Dienstes beseitigt. Die meisten Sekundärschaltkreisfehler beseitigen sich schnell, aber wenn ein Sekundärschaltkreisfehler andauert, können mehrere oder alle Sekundärsicherungen durchbrennen und einige Transformator ausgebrannt werden. Die Erfahrung zeigt, dass mit sorgfältiger Analyse der erwarteten Fehlerströme und der richtigen Auswahl von Primär- und Sekundärsicherungen, diese Methode des Bankings mit minimalen Problemen funktioniert. Gelegentlich jedoch verursacht ein Sekundärschaltkreisfehler das Durchbrennen mehrerer Sekundärsicherungen und den Ausbruch einiger Transformator, was zu einer größeren Dienstunterbrechung als mit radialen Sekundärschaltkreisen führt.

Die zweite Transformatorbanking-Anordnung ist vorzuziehen, da es keine Gefahr einer vollständigen Dienstunterbrechung im gebankten Bereich aufgrund eines Sekundärschaltkreisfehlers gibt. Bei dieser Anordnung sind Verteilungstransformator aus den gleichen Gründen wie bei der ersten Anordnung über Primärsicherungen mit dem Primärschaltkreis verbunden. Die Transformator sind fest mit dem Sekundärschaltkreis verbunden, der zwischen den Transformator durch Sekundärsicherungen in Abschnitte unterteilt ist. Diese Sicherungen werden so ausgewählt, dass sie bei jedem Sekundärschaltkreisfehler schneller durchbrennen als jede Primärsicherung. Wenn ein Transformator ausfällt, wird er durch seine Primärsicherung und die