En guide til de seneste transformer-testteknologier
Transformatorer findes i mange typer, primært oliebaserede og tørrtransformatorer. Deres fejlmanifestationer er mangfoldige, men de fleste fejl koncentreres i vindingerne, kernen, forbindelseskomponenterne og olieforurening. For eksempel skader på vindingsisolering, åbne kredsløb, kortslutninger og spændingsdækning ved forbindelsespunkter. Almindelige ydre symptomer på transformatorfejl inkluderer alvorlig overophedning, for høj temperaturstigning, abnorme lyde og tre-fase ubalance.
Rutinemæssig transformatorvedligeholdelse omfatter primært isolationsprøver (isolationsmodstand, dielektrisk absorptionsforhold osv.), måling af DC-modstand (for at opdage vindingsrelaterede fejl), kernhejsningsundersøgelse og tomkørselsprøver. Nogle virksomheder analyserer også oliekvaliteten af oliebaserede transformatorer for at sikre, at dens elektriske isolation og termiske egenskaber forbliver intakte.
Nedenfor er flere avancerede transformatorprøvemetoder til reference.
1. ALL-Test Metode
Kernen i ALL-Test metoden er at bruge højfrekvente, lavspændings signaler – i stedet for høvspændings signaler – til at måle interne parametre som DC-modstand, impedans, vindingsinduktans fasevinkel og strøm til frekvens forhold (I/F) af vindingsbaseret udstyr. Dette gør det muligt at vurdere interne fejl og deres udviklingsfaser præcist. Fordelene ved denne metode er:
Gør hurtig på-sted fejldiagnose mulig, hvilket hjælper med at bestemme, om yderligere tidskrævende og arbejdskrævende undersøgelser – som kernhejsning – er nødvendige.
Høj målenøjagtighed. Da DC-modstanden i transformatorvindinger typisk er meget lav, undgår man ved at bruge lavspændings højfrekvente signaler at forværre eksisterende defekter. Med præcision op til tre decimaler kan selv mindre mellemvinding kortslutninger opdages gennem bemærkelsesværdige ændringer i DC-modstand (R) – noget, som konventionelle DC-modstandsprøver ikke kan opnå.
Fremmer conditionsbaseret overvågning. Hver måling kan registreres og lagres. Ved at foretage regelmæssige prøver og plotte trendkurver kan ændringer i nøgleparametre overvåges over tid, hvilket giver pålidelige data til tidlig fejlopdagelse og prædictiv vedligeholdelse – understøtter kvantitativ fejlhåndtering i industrielle anlæg.
Komplet parameteranalyse (R, Z, L, tgφ, I/F) giver en mere komplet, aktuel og præcis beskrivelse af interne transformatorfejl.
Grundlæggende procedure for ALL-Test:
Efter at have afbrudt strømforsyningen til transformator, jord sekundæren (eller primæren). Derefter forbinder du instrumentets signallede til de primære (eller sekundære) terminaler (H1, H2, H3) en efter en, og måler faserelaterede parametre (R, Z, L, tgφ, I/F). Ved at sammenligne resultater mellem faser eller med historiske data fra samme fase på forskellige tidspunkter, kan fejltilstanden af transformatoren fastsættes.
Som reference er følgende anbefalede empiriske vurderingskriterier:
Modstand (R):
Hvis R > 0,25 Ω, indikerer en fase-fase forskel, der overstiger 5%, en tre-fase ubalance.
Hvis R ≤ 0,2 Ω, anvendes en 7,5% grænse for ubalancen.
Impedans (Z):
Interfasen ubalance bør ikke overstige 5%.
Fejlramte transformatorer viser ofte ubalance, der tendere mod over 100%.
Induktans (L):
Ubalance må ikke overstige 5%.
Fasevinkeltangent (tgφ):
Forskellen mellem faser skal være inden for ét cifre (fx 0,1 vs 0,2 er acceptabelt; 0,1 vs 0,3 er det ikke).
Strøm til frekvens forhold (I/F):
Interfasen forskel bør ikke overstige to cifre (fx 1,23 vs 1,25 er acceptabelt).
Baseret på feltoplevelser undergår transformatorprøvedata drastiske ændringer i overgangen fra ubalance til fejl. For kritiske transformatorer anbefales det at udføre ALL-Test-målinger mindst én gang pr. måned.
Tabel 1 Eksperimentelle data for en god 2500kVA, 28800:4300 transformator, sekundær side prøve
| H₁ - H₂ | H₁ - H₃ | H₂ - H₃ | |
| R | 0,103 | 0,100 | 0,096 |
| Z | 15 | 14 | 14 |
| L | 2 |
2 | 2 |
| tgφ | 75 | 75 | 75 |
| I/F | -48 | -48 | -49 |
Tabel 2 Eksperimentelle data for en defekt 500kVA, 13800:240V transformer, test på primær side
| H₁ - H₂ | H₁ - H₃ | H₂ - H₃ | |
| R | 116.1 | 88.20 | 48.50 |
| Z | 4972 | 1427 | 1406 |
| L | 7911 | 2267 | 2237 |
| tgφ | 23 |
21 | 20 |
| I/F | -33 | -29 |
-29 |
2. Testmetode for viklingsforhold
Ved felttest af transformatorer er direkte måling af viklingsforholdet en effektiv og hurtig metode til at opdage interne fejl - såsom forkert forbindelse, kortslutninger eller åbne kredsløb. Under drift kan det faktiske viklingsforhold på grund af variationsmargen i produktionen eller nedbrydning af isolering over tid afvige fra dens typepladeværdi. Hvis målt præcist, kan viklingsforholdet fungere som et nøglesundhedstegn til at identificere og følge udviklingen af interne defekter. For at adressere dette bruges en transformator viklingsforhold (TTR) tester, hvilket typisk kræver meget høj målenøjagtighed.
3. Test af transformeroliekvalitet
Oliedålede transformatorer anvendes bredt, og en afgørende del af deres vedligeholdelse er at vurdere tilstanden af den isolerende olie. Tegn på olierens nedbrydning - såsom mørk farve, sur lugt, nedsat dielektrisk styrke (nedbrydningsspænding) eller slud dannelse - kan ofte identificeres gennem visuel inspektion. Desuden er kvantitativ analyse af nøgleolieegenskaber - herunder viskositet, flammepunkt og vandindhold - afgørende for en omfattende vurdering. Se tabellen nedenfor for vurderingskriterier.
| Serienummer | Post | Udstyrsspanningsklasse (kV) | Kvalitetsindeks | Inspektionsmetode | |
| Olie før tjenesteindgåelse | Olie under drift | ||||
| 1 |
Vandløselig syre (pH-værdi) | >5.4 | ≥4.2 | GB7598 | |
| 2 | Syreværdi (mgKOH/G) | ≤0.03 | ≤0.1 | GB7599 eller GB264 | |
| 3 | Brandpunkt (Lukket kup) | >140 (for Nr. 10, 25 Olie) >135 (for Nr. 45 Olie) |
1. Ikke lavere end standarden for ny olie med 5 2. Ikke lavere end den tidligere målte værdi med 5 |
GB261 | |
| 4 | Mekaniske forureninger | Ingen | Ingen | Synligt inspektion | |
| 5 | Fri kulstof | Ingen | Ingen | Synligt inspektion | |
Nedenfor gives en kort introduktion til, hvordan man udfører analyse og inspektion ved hjælp af gaschromatografi. Når transformerolie forringes eller fejl opstår, er den grundlæggende metode at tage et olieprøve fra transformator uden at afbryde strømforsyningen, analysere de løselige gasser og deres koncentrationer, og derefter fastslå fejltilstanden. Under normale forhold er gasholdigheden i olien meget lav, især for brandbare gasser, som kun udgør 0,001% til 0,1% af det samlede.
Når alvorligheden af transformerfejl stiger, producerer olie og faste isoleringsmaterialer forskellige gasser under termiske og elektromagnetiske effekter på grund af termiske fejl. For eksempel producerer isoleringsmaterialer store mængder CO og CO₂, når der er lokal overophedning, og olie selv producerer betydelige mængder etylen og metan, når den overophedes. Ved at bruge holdigheden af brandbare gasser som kriterium, kan følgende retningslinjer anvendes: gasholdighed under 0,1% indikerer normal tilstand; 0,1% til 0,5% indikerer let fejl; over 0,5% indikerer alvorlig fejl.
Gasser, der primært produceres af elektriske fejl i transformatorer, er brint (H₂) og acetylen (C₂H₂), hovedsagelig forårsaget af buede eller gnister. Følgende referenceindikatorer kan bruges til vurdering: H₂-holdighed <0,01% er normal, 0,01–0,02% kræver opmærksomhed, og >0,02% indikerer en fejl; C₂H₂ <0,0005% er normal, og >0,001% indikerer en fejl.
Efter at en transformator er blevet fugtig, har H₂ (brint)-holdigheden tendens til at være høj, da brintgas dannes gennem elektrolyse under strøm. Disse gasdata kan analyseres samlet for at vurdere transformatorens tilstand.
