پیمانه‌های توزیع: آزمون عملکرد گرمایی و مکانیکی: اطمینان از قابلیت اعتماد و طول عمر بلند

مقدمه

در پیچیده‌ترین مسایل توزیع برق، ترانسفورماتورهای توزیع نقش کلیدی ایفا می‌کنند. این ترانسفورماتورها وظیفه دارند ولتاژ را از سطح اولیه توزیع به ولتاژ مناسب برای مصرف‌کنندگان نهایی کاهش دهند. عملکرد صحیح آنها برای حفظ شبکه برق پایدار و کارآمد ضروری است. در این مقاله به دو جنبه مهم ارزیابی ترانسفورماتورهای توزیع می‌پردازیم: تست عملکرد حرارتی و تست عملکرد مکانیکی، همچنین به نحوه جلوگیری از قطعات خدماتی و مدیریت تغییرات ولتاژ.

تست عملکرد حرارتی ترانسفورماتورهای توزیع

اهمیت بازرسی حرارتی

ترانسفورماتورهای توزیع در طول عملکرد گرما تولید می‌کنند. گرما عمدتاً به دلیل تلفات پیچشی و هیستریسیس هسته در این ترانسفورماتورها ایجاد می‌شود. تجمع غیرقابل کنترل گرما در ترانسفورماتورها می‌تواند منجر به تخریب عایق، شتاب دادن فرآیند پیری ترانسفورماتورها و خطرات جدی شکست کاتاستروفیک شود. بنابراین بازرسی‌های حرارتی منظم ترانسفورماتورها از اهمیت بالایی برخوردار است. این بازرسی‌ها که شامل مانیتورینگ دما و تشخیص نقاط داغ در ترانسفورماتورها می‌شود، به عنوان سیستم‌های هشدار اولیه عمل می‌کنند. با شناسایی زودهنگام ناهماهنگی‌های حرارتی در ترانسفورماتورها، تکنسین‌ها می‌توانند خرابی‌ها را پیشگیری کرده و تحویل برق بدون قطع را از طریق شبکه توزیع تضمین کنند.

جزئیات کلیدی تست حرارتی برای ترانسفورماتورها

چندین تست تشکیل دهنده پایه بازرسی‌های عملکرد حرارتی ترانسفورماتورهای توزیع می‌باشند:

• تست افزایش دما: یک بازرسی اساسی برای ترانسفورماتورها که در آن افزایش دما در پیچش‌ها و روغن ترانسفورماتورها تحت بار اسمی اندازه‌گیری می‌شود. انحراف از استانداردهای ثابت شده در ترانسفورماتورها نشان‌دهنده مشکلات مانند خنک‌سازی ناکارآمد یا مشکلات مقاومت داخلی است. چنین یافته‌هایی باعث می‌شود که مولفه‌هایی مانند مراوح خنک‌کننده، پره‌ها یا سطح مایع خنک‌کننده در ترانسفورماتورها تحت بازرسی دقیق‌تر قرار گیرند.

• بازرسی تصویربرداری حرارتی: در این روش بازرسی غیرتهاجمی، دوربین‌های اینفراروت برای تهیه نقشه دماهای سطحی ترانسفورماتورها استفاده می‌شوند. این روش نقاط داغ پنهان را که ممکن است به دلیل اتصالات آزاد یا مجرای بسته در ترانسفورماتورها ایجاد شده باشد، نمایان می‌کند. این امکان را فراهم می‌کند که تعمیرات هدفمند در ترانسفورماتورها قبل از بروز خسارت در عایق صورت گیرد.

• تجزیه و تحلیل دمای روغن: نمونه‌برداری و تست ویسکوزیته و محتوای اسید روغن ترانسفورماتور اطلاعاتی درباره سطح تنش حرارتی تجربه شده توسط ترانسفورماتورها ارائه می‌دهد. افزایش اسیدیتی در روغن ترانسفورماتور نشان‌دهنده گرم شدن متجاوز است و باعث می‌شود که منابع گرما و مکانیزم‌های خنک‌سازی در ترانسفورماتورها تحت بازرسی قرار گیرند.

پروتکل‌ها و استانداردهای بازرسی ترانسفورماتورها

استانداردهایی مانند IEEE C57.12.90 و IEC 60076 بازرسی‌های حرارتی سیستماتیک ترانسفورماتورها را الزامی می‌کنند. در طول تست، تکنسین‌ها شرایط بار کامل را در ترانسفورماتورها شبیه‌سازی می‌کنند و به دقت گرادیان‌های دما را مانیتور می‌کنند. به عنوان مثال، یک بازرسی افزایش دما در ترانسفورماتور نیازمند پایدارسازی ترانسفورماتور برای چند ساعت قبل از ثبت خواندن است. مستندسازی دقیق هر بازرسی ترانسفورماتور، از جمله شرایط محیطی، مدت تست و پروفایل‌های حرارتی، تحلیل روند ترانسفورماتورها را در طول زمان تسهیل می‌کند.

فرکانس و استراتژی‌های تطبیقی برای بازرسی ترانسفورماتورها

فرکانس بازرسی‌های حرارتی ترانسفورماتورها به عوامل مختلفی مانند تغییرپذیری بار و شرایط محیطی بستگی دارد. ترانسفورماتورهای توزیع در مناطق شهری با بار متغیر ممکن است نیاز به بازرسی‌های ماهانه داشته باشند، در حالی که آنهایی که در مناطق روستایی قرار دارند ممکن است با بازرسی‌های سه‌ماهه کافی باشند. در مناطق گرم، فواصل بین بازرسی‌های حرارتی ترانسفورماتورها کوتاه‌تر می‌شود تا تأثیرات استرس حرارتی را کاهش دهد. سیستم‌های مدرن مانیتورینگ اکنون بازرسی‌های حرارتی پیوسته ترانسفورماتورها را از طریق سنسورهای جاسازی شده امکان‌پذیر می‌کنند که داده‌های زنده را از ترانسفورماتورها به مرکز کنترل منتقل می‌کنند.

überwinden der Inspektionsprobleme bei Transformatorien

Bewertungen der thermischen Leistung von Transformatorien stoßen auf bestimmte Herausforderungen. Insbesondere können Fehlalarme aufgrund vorübergehender Lastspitzen in Transformatorien auftreten. Um dies zu vermeiden, korrelieren Techniker die thermischen Daten mit elektrischen Parametern, wie den Lastströmen in Transformatorien. Darüber hinaus erfordert der Zugriff auf schwer zugängliche Komponenten, wie interne Wicklungen in Transformatorien, spezielle Expertise. Manche Inspektionen von Transformatorien erfordern das Entleeren des Öls, was eine strikte Einhaltung sorgfältiger Sicherheitsprotokolle notwendig macht. Regelmäßige Kalibrierung der thermischen Sensoren in Transformatorien stellt sicher, dass die Inspektionsergebnisse genau sind.

Integration der thermischen Prüfung in die Wartung von Transformatorien

Thermische Inspektionen von Transformatorien dienen als Brücke zwischen Datensammlung und Wartungsmaßnahmen. Ein umfassender Inspektionsbericht für Transformatorien, der Hotspots, Kühleinbußen oder Ölverfall in Transformatorien kennzeichnet, leitet sofortige Eingriffe an. Wenn beispielsweise eine thermografische Inspektion einen blockierten Kühlrippen in einem Transformator aufdeckt, wird die Reinigung oder Ersetzung zur Priorität. Durch die Einbindung von thermischen Inspektionen in die präventiven Wartungspläne für Transformatorien können Betreiber die Lebensdauer der Transformatorien verlängern und die Netzwerkverwundbarkeiten reduzieren.

Mechanische Leistungstests von Verteiltransformatorien

Die Unentbehrlichkeit der mechanischen Inspektion für Transformatorien

Verteiltransformatorien werden während ihres gesamten Lebenszyklus mit mechanischen Belastungen konfrontiert. Elektrische Störungen können starke elektromagnetische Kräfte erzeugen, die die Wicklungen der Transformatorien verzerren können. Darüber hinaus können seismische Aktivitäten oder rauhe Behandlung während des Transports innere Komponenten der Transformatorien beschädigen. Regelmäßige mechanische Inspektionen, die von visuellen Kontrollen bis hin zu dynamischen Tests für Transformatorien reichen, sind essentiell, um verborgene Mängel zu erkennen. Indem man mechanische Schwachstellen frühzeitig in Transformatorien identifiziert, können Betreiber vor plötzlichen Ausfällen geschützt werden, die die Stromversorgung stören und die gesamte darauf angewiesene Infrastruktur gefährden könnten.

Kernkomponenten der mechanischen Prüfung für Transformatorien

Verschiedene Tests sind integraler Bestandteil der mechanischen Leistungsbewertungen von Verteiltransformatorien:

• Kurzschlussimpulstest: Diese Inspektion simuliert Störbedingungen, um die Fähigkeit der Transformatorien zu bewerten, elektromagnetischen Kräften standzuhalten. Abweichungen im Impedanz oder in der Wicklungsverschiebung in den Transformatorien signalisieren mechanischen Stress, was eine Inspektion der Klammernstrukturen und Trägerrahmen innerhalb der Transformatorien auslöst.

• Schwingungsanalyse-Inspektion: Sensoren werden verwendet, um Schwingungen während des Betriebs der Transformatorien zu überwachen. In den Transformatorien detektierte ungewöhnliche Frequenzen deuten auf Probleme wie lose Teile, fehl ausgerichtete Kerne oder beschädigte Kühlventilatoren hin. Diese nicht-invasive Inspektionsmethode hilft Technikern, mechanische Probleme in den Transformatorien zu lokalisieren und zu beheben, bevor sie eskalieren.

• Mechanischer Stoßtest: Dieser Test wird während des Herstellungsprozesses oder nach dem Transport der Transformatorien durchgeführt, um die Standhaftigkeit der Transformatorien gegenüber Stößen zu bewerten. Falltests oder seismische Simulationen offenbaren Verwundbarkeiten in Komponenten wie dem Tank, den Bushings oder den Anschlusskontakten der Transformatorien, was Inspektionen kritischer Verbindungen auslöst.

Inspektionsprotokolle und -standards für Transformatorien

Standards wie IEEE C57.12.90 und IEC 61378 verlangen strenge mechanische Inspektionen von Transformatorien. Während der Tests folgen Techniker genauen Verfahren. Beispielsweise erfordern Kurzschlusstests in Transformatorien kontrollierte Strominjektionen, während die mechanischen Reaktionen der Transformatorien genau überwacht werden. Eine detaillierte Dokumentation jeder Inspektion der Transformatorien, einschließlich Testparameter, beobachteter Verformungen und Reparaturvorschläge, bildet ein historisches Archiv für zukünftige Analysen der Transformatorien.

Häufigkeit und kontextuelle Anpassung für Transformatorinspektionen

Die Häufigkeit der mechanischen Inspektionen von Transformatorien variiert je nach Einsatzszenario. Verteiltransformatorien in erdbebensgefährdeten Regionen unterliegen möglicherweise vierteljährlichen Schwingungsinspektionen, während diejenigen in stabilen Umgebungen mit jährlichen Überprüfungen auskommen könnten. Neu installierte Transformatorien erhalten oft unmittelbare Nachtransportinspektionen, um ihre Integrität zu überprüfen. Fortgeschrittene Überwachungssysteme ermöglichen nun fortlaufende mechanische Inspektionen von Transformatorien über eingebettete Dehnungsmesser und Beschleunigungsmesser.

überwinden der Inspektionsprobleme bei Transformatorien

Mechanische Inspektionen von Transformatorien haben ihre eigenen Komplexitäten. Die Detektion interner Schäden ohne Demontage der Transformatorien ist eine erhebliche Hürde. Manche Inspektionen, wie Ultraschallprüfungen auf verborgene Risse in Transformatorien, erfordern spezialisierte Fachkenntnisse. Darüber hinaus erfordert es Erfahrung, normale Verschleißerscheinungen von abnormalen Degradierungen in Transformatorien zu unterscheiden. Um diese Herausforderungen zu bewältigen, kombinieren Techniker mehrere Inspektionsmethoden, wie Schwingungsanalyse mit visuellen Inspektionen, und nutzen historische Daten für vergleichende Bewertungen der Transformatorien.

Integration der mechanischen Inspektion in die Wartung von Transformatorien

Mechanische Inspektionen von Transformatorien dienen als wichtiger Verbindungsglied zwischen Diagnose und Handlung. Ein umfassender Inspektionsbericht für Transformatorien, der Probleme wie lose Bolzen, verformte Wicklungen oder beeinträchtigte Stützen markiert, diktiert dringende Reparaturen oder Bauteilerneuerungen. Wenn beispielsweise eine Schwingungsinspektion einen falsch ausgerichteten Kern in einem Transformator aufdeckt, wird die Neuausrichtung und -befestigung zur obersten Priorität. Durch die Einbindung von mechanischen Inspektionen in die präventiven Wartungspläne für Transformatorien können Betreiber die Lebensdauer der Transformatorien verlängern und die Netzwerksicherheit stärken.

Verhinderung einer Unterbrechung des Dienstes bei Verteiltransformatorien

Wie Transformatorien, Sekundärkreise und Sicherungen funktionieren

Verteiltransformatorien senken die Spannung vom Verteilungs- oder Primärleiter-Spannungsniveau auf das Nutzspannungsniveau. Sie sind über primäre Sicherungen oder fuseschaltvorrichtungen mit dem Primärleiter, Sub-Leitern und Querleitern verbunden. Die primäre Sicherung trennt ihren zugehörigen Verteiltransformator vom Primärleiter, wenn ein Transformatordefekt oder ein niedrigimpedanzer Sekundärkreisfehler auftritt. Fuseschaltvorrichtungen, die normalerweise geschlossen sind, bieten eine praktische Möglichkeit, kleine Verteiltransformatorien für Inspektion und Wartung abzutrennen.

Eine zufriedenstellende Überlastschutz eines Verteiltransformators kann allein mit einer primären Sicherung nicht erreicht werden. Dies liegt an dem Unterschied in der Form seiner Strom-Zeit-Kurve und der sicheren Strom-Zeit-Kurve eines Verteiltransformators. Wenn eine kleine genug Sicherung verwendet wird, um vollständigen Überlastschutz für den Transformator zu bieten, geht viel der wertvollen Überlastkapazität des Transformators verloren, da die Sicherung vorschnell ausfällt. Eine solche kleine Sicherung löst auch häufig unnötig auf Spitzstromen aus. Daher sollte eine primäre Sicherung basierend auf der Bereitstellung von Kurzschutz ausgewählt werden, wobei ihr Mindestauslösestrom in der Regel mehr als 200% des vollen Laststroms ihres zugehörigen Transformators überschreitet.

Verteiltransformatorien, die mit überirdischen offenen Drahtleitern verbunden sind, sind oft starken Blitzstörungen ausgesetzt. Um Isolationsbrüche und Transformatorausfälle durch Blitze zu minimieren, werden häufig Blitzableiter mit diesen Transformatorien verwendet.

Die Sekundärleiter eines Verteiltransformators sind in der Regel fest mit radialen Sekundärkreisen verbunden, von denen die Verbraucherdienste abgezapft werden. Dies bedeutet, dass der Transformator keinen Schutz gegen Überlast und Hochimpedanzfehler in seinen Sekundärkreisen hat. Relativ wenige Verteiltransformatorien werden durch Überlastungen ausgebrannt, hauptsächlich, weil sie oft nicht vollständig zu ihrer Überlastkapazität genutzt werden. Ein weiterer Faktor, der zu der geringen Anzahl von Überlast-bedingten Ausfällen beiträgt, sind die häufigen Lastkontrollen und korrektiven Maßnahmen, die vor gefährlichen Überlastungen getroffen werden. Allerdings verursachen wahrscheinlich mehr Verteiltransformatorausfälle durch Hochimpedanzfehler in ihren Sekundärkreisen als durch Überlastungen, insbesondere in Gebieten mit schlechten Baumbedingungen.

Sicherungen in den Sekundärleitern von Verteiltransformatorien sind ähnlich wenig effektiv, um Transformatorausbrände zu verhindern, wie primäre Sicherungen. Der richtige Weg, um einen Verteiltransformator zufriedenstellend gegen Überlast und Hochimpedanzfehler zu schützen, besteht darin, einen Schalterschalter in den Sekundärleitern des Transformators zu installieren. Die Trippkurve dieses Schalters muss ordnungsgemäß mit der sicheren Strom-Zeit-Kurve des Transformators abgestimmt sein. Die primäre Sicherung muss auch mit dem Sekundär-Schalter abgestimmt sein, sodass der Schalter auf jedem Strom, der durch ihn passieren kann, auslösen, bevor die Sicherung beschädigt wird.

Fehler auf einer Verbraucher-Dienstverbindung vom Sekundärkreis zum Dienstschalter sind extrem selten. Daher ist die Verwendung einer sekundären Sicherung an der Stelle, wo die Dienstverbindung auf den Sekundärkreis abgezapft wird, nicht wirtschaftlich gerechtfertigt, außer in ungewöhnlichen Fällen, wie großen Diensten von unterirdischen Sekundärkreisen.

Überlegungen zur Spannungsänderung

Angenommen, eine maximale Spannungsänderung von etwa 10% an jedem Verbraucher-Dienstschalter, kann die Aufteilung dieser Abnahme unter den verschiedenen Teilen des Systems bei vollem Last etwa wie folgt sein:

• 2% Spannungsänderung im Primärleiter zwischen dem ersten und letzten Transformator

• 2,5% Spannungsänderung im Verteiltransformator

• 3% Spannungsänderung im Sekundärkreis

• 0,5% Spannungsänderung in der Verbraucher-Dienstverbindung

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

Diese Zahlen sind typisch für überirdische Systeme, die Wohnlasten versorgen. Allerdings können sie bei unterirdischen Systemen, bei denen Kabelkreise und große Verteiltransformatorien verwendet werden, oder wenn industrielle und kommerzielle Lasten versorgt werden, erheblich abweichen.

Die wirtschaftliche Größe des Verteiltransformators und der Sekundärkreiskombination für jede gleichmäßige Lastdichte und Art der Konstruktion, zu spezifischen Marktpreisen, kann leicht bestimmt werden, sobald die Gesamtzulässige Spannungsabnahme in diesen beiden Teilen des Systems festgelegt ist. Wenn der Transformator zu groß ist, sind die Kosten des Sekundärkreises und die Gesamtkosten übermäßig. Andererseits, wenn der Transformator zu klein ist, sind die Transformatorkosten und die Gesamtkosten zu hoch.

Behandlung von Laständerungen in Transformatorien

Wie in jedem anderen Teil des Verteilsystems müssen Laständerungen oder Lastwachstum in Verteiltransformatorien und Sekundärkreisen berücksichtigt und geplant werden. Verteiltransformatorien und Sekundärkreise werden nicht nur installiert, um die Lasten zu bedienen, die zum Zeitpunkt der Installation vorhanden sind, sondern auch, um einige zukünftige Lasten zu akkommodieren. Es ist jedoch nicht wirtschaftlich, zu viel Platz für Wachstum zu lassen.

Wenn ein Verteiltransformator gefährlich überlastet wird, kann er durch einen der nächsten größeren Größen ersetzt werden, wenn die Stromtragfähigkeit des Sekundärkreises und die Gesamtspannungsregelung dies erlauben. Falls nicht, kann ein weiterer Transformator in etwa gleicher Größe zwischen dem überlasteten Transformator und dem benachbarten Transformator installiert werden. Dies beinhaltet das Entfernen von Lasten vom überlasteten Transformator, indem ein Teil seines Sekundärkreises und der damit verbundenen Last an den neuen Transformator angeschlossen wird. Dies reduziert auch die Last auf dem Sekundärkreis des überlasteten Transformators und verbessert die Gesamtspannungsregelung. In Gebieten mit relativ gleichmäßiger Last können Transformatorien relativ schnell auf beiden Seiten des überlasteten Transformators installiert werden, um zufriedenstellende Spannungsbedingungen aufrechtzuerhalten und das Überlasten von Teilen des Sekundärkreises zu verhindern. Das gleiche Ergebnis kann auch durch die Installation eines neuen Transformators und die Verlagerung des überlasteten Transformators erreicht werden, sodass er in die Mitte seines verkürzten Sekundärkreises speist.

Transformatorbanking zur Verbesserung des Dienstes

Mit Verteiltransformatorien und Sekundärkreisen, die wie in der typischen radialen Konfiguration angeordnet sind, wird jede einzelne Last nur durch einen Transformator und in nur eine Richtung über den Sekundärkreis versorgt. Aufgrund dessen kann eine plötzlich aufgetretene Last, wie beim Starten eines Motors, auf einem Verbraucher-Dienst, unangenehmes Lichtflackern auf anderen Verbraucher-Diensten, die vom gleichen Transformator gespeist werden, verursachen. Die zunehmende Nutzung motorgetriebener Geräte in Wohngebieten führt zu einer signifikanten Anzahl von Beschwerden über Lichtflackern. In einigen Gebieten kann Lichtflackern, anstatt Spannungsregelung, der entscheidende Faktor für die Größe und Anordnung von Transformatorien und Sekundärkreisen sein.

Das Banking von Verteiltransformatorien ist in der Regel die beste und kostengünstigste Methode, um Lichtflackern zu verbessern oder zu eliminieren. Transformatorbanking bedeutet, auf der Sekundarseite eine Reihe von Transformatorien zu parallelisieren, die alle an denselben Primärkreis angeschlossen sind. Die Sekundärkreisanordnung in einer bankierten Transformatorlayout kann verschiedene Formen annehmen, wie Schleifen oder Gitter, die denen in einem Sekundärnetzwerksystem ähnlich sind. Bankierte Transformatorien, die an einen einzigen radialen Primärleiter angeschlossen und über diesen versorgt werden, sind jedoch eine Form des radialen Verteilsystems, im Gegensatz zu einem Sekundärnetzwerk-Schleife oder -Gitter, das über zwei oder mehr Primärleiter versorgt wird und einen viel größeren Dienstzuverlässigkeit bietet.

Die Umwandlung von der üblichen radialen Sekundärkreisanordnung in die bankierte Transformatoranordnung kann in der Regel einfach und kostengünstig durchgeführt werden, indem die Lücken zwischen den radialen Sekundärkreisen einer Reihe von Transformatorien, die mit dem gleichen Primärleiter verbunden sind, geschlossen und die geeigneten primären und sekundären Sicherungen installiert werden.

Schutz beim Transformatorbanking

Zwei Hauptformen des Schutzes wurden bei der Parallelisierung von Verteiltransformatorien verwendet. Die erste Anordnung, die wahrscheinlich die älteste und am häufigsten verwendete ist, besteht darin, die Verteiltransformatorien über primäre Sicherungen oder fuseschaltvorrichtungen mit dem Primärleiter zu verbinden. Diese Sicherungen sollten nur bei einem Defekt in ihrem zugehörigen Transformator auslösen. Alle Transformatorien sind über sekundäre Sicherungen mit dem gemeinsamen Sekundärkreis verbunden, deren Zweck es ist, einen defekten Transformator vom Sekundärkreis zu trennen. Die Größe der sekundären Sicherung muss so sein, dass sie bei einem Primärfehler zwischen ihrem Transformator und der zugehörigen primären Sicherung auslöst. Fehler im Sekundärkreis brennen sich normalerweise selbst frei. Um das häufige Auslösen von sekundären Sicherungen bei Sekundärkreisfehlern zu verhindern, sollten diese Sicherungen relativ lange Auslösezeiten bei allen Fehlerströmen haben, aber nicht so lang, dass sie keinen Schutz für die Transformatorien gegen Sekundärfehler bieten, die sich nicht schnell freib