En guide til de nyeste transformatorprøveteknologiene
Transformatorer kommer i mange typer, hovedsakelig oljeisolate og tørre. Feilene deres viser seg på mange måter, men de fleste feil er koncentrert i vindinger, kjernen, koblingskomponenter og oljesmutting. For eksempel, skader på vindingisolering, åpne kretser, kortslutter og mellomvindingsshorting ved koblingspunkter. Vanlige ytre symptomer på transformatorfeil inkluderer alvorlig overoppvarming, unormal temperaturøkning, uvanlige støy og tre-fase ubalans.
Rutinemessig vedlikehold av transformatorer inkluderer hovedsakelig isolasjonstesting (isolationsmotstand, dielektrisk absorpsjonsforhold, etc.), DC-motstands måling (for å oppdage vindingrelaterte feil), kjernevisting og tomme lasttester. Noen bedrifter analyserer også oljekvaliteten til oljeisolate transformatorer for å sikre at dens elektriske isolasjon og termiske egenskaper forbli intakte.
Nedenfor er noen av de mer avanserte transformatorprøvemetodene som referanse.
1. ALL-Test Metode
Kjernen i ALL-Test metoden er å bruke høyfrekvente, lavspennings signaler—i stedet for høy spenningssignaler—for å måle interne parametre som DC motstand, impedans, vindinginduktans fasevinkel, og strøm/frekvens-forhold (I/F) av vindingbasert utstyr. Dette gjør det mulig å nøyaktig vurdere interne feil og deres utviklingsstadier. Fordelene med denne metoden er:
Tillater rask feildiagnose på stedet, hjelper med å bestemme om mer tidkrevende og arbeidskrevende inspeksjoner—som kjernevisting—er nødvendige.
Høy målnøyaktighet. Siden DC motstanden i transformatorvindinger vanligvis er svært lav, unngår bruk av lavspennings høyfrekvente signaler å forverre eksisterende defekter. Med nøyaktighet opp til tre desimaler kan selv mindre mellomvindingsshortinger oppdages gjennom merkbare endringer i DC motstand (R)—noe tradisjonell DC motstandstesting ikke kan oppnå.
Fremmer tilstandsbasert overvåking. Hver måling kan registreres og lagres. Ved å utføre regelmessige tester og tegne trendkurver, kan endringer i nøkkelparametre overvåkes med tiden, noe som gir pålitelige data for tidlig feiloppdagelse og prediktiv vedlikehold—støtter kvantitativ feilhåndtering i industrielle anlegg.
Komprehensiv parameteranalyse (R, Z, L, tgφ, I/F) gir en mer komplett, tilbakevirkende og nøyaktig beskrivelse av interne transformatorfeil.
Grunnleggende prosedyre for ALL-Test:
Etter at strømmen til transformatoren er skrudd av, jord sekundær- (eller primær-) side. Deretter kobler du instrumentets signallinjer til de primære (eller sekundære) terminalene (H1, H2, H3) en etter en, måler faserparametre (R, Z, L, tgφ, I/F). Ved å sammenligne resultater mellom faser eller med historiske data fra samme fase til ulike tidspunkter, kan feilkondisjonen til transformatoren fastsettes.
Som referanse, følgende er anbefalte empiriske vurderingskriterier:
Motstand (R):
Hvis R > 0,25 Ω, indikerer en fase-til-fase forskjell som overstiger 5% tre-fase ubalans.
Hvis R ≤ 0,2 Ω, bruker man en 7,5%-terskel for ubalansvurdering.
Impedans (Z):
Fase-til-fase ubalans bør ikke overstige 5%.
Feilede transformatorer viser ofte ubalans som nærmer seg over 100%.
Induktans (L):
Ubalance må ikke overstige 5%.
Fasevinkeltangent (tgφ):
Forskjellen mellom faser bør være innenfor ett siffer (f.eks. 0,1 vs 0,2 er akseptabelt; 0,1 vs 0,3 er ikke).
Strøm/frekvens-forhold (I/F):
Fase-til-fase forskjell bør ikke overstige to sifre (f.eks. 1,23 vs 1,25 er akseptabelt).
Basert på feltopplevelser, under utviklingen fra ubalans til feil, undergår transformatorprøvedata dramatiske endringer. For kritiske transformatorer anbefales det å utføre ALL-Test målinger minst én gang per måned.
Tabell 1 Eksperimentelle data for en god 2500kVA, 28800:4300 transformator, sekundær side test
| 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 |
Tabell 2 Eksperimentelle data for en defekt 500kVA, 13800:240V-transformator, 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. Metode for vindingforholdstest
Ved felttesting av transformatorer er direkte måling av vindingforholdet en effektiv og rask metode for å oppdage interne feil – som feil kobling, kortslutninger eller åpne kretser. Under drift kan det faktiske vindingforholdet av en transformator avvike fra plaketteverdien på grunn av produksjonsvariasjoner eller nedbryting av isolasjon over tid. Hvis målt nøyaktig, kan vindingforholdet fungere som et nøkkeltilstandsindeks for å identifisere og spore utviklingen av interne defekter. For å håndtere dette brukes en transformatorvindingforhold (TTR) tester, som vanligvis krever svært høy målnøyaktighet.
3. Testing av transformatorolje-kvalitet
Olje-dempede transformatorer er vidt brukte, og en kritisk del av deres vedlikehold er å vurdere tilstanden til den isolerende oljen. Tegn på olje-nedbryting – som mørket farge, sur lukt, redusert dielektrisk styrke (nedbrytningsspenning) eller slamm-dannelse – kan ofte identifiseres gjennom visuell inspeksjon. I tillegg er kvantitativ analyse av nøkkelparametre for oljen – inkludert viskositet, flammeunkttemperatur og fuktighet – essensiell for en fullstendig vurdering. Se tabellen nedenfor for vurderingskriterier.
| Serienummer | Element | Utgangsspenning (kV) | Kvalitetsindeks | Inspeksjonsmetode | |
| Olje før tjenestenivå | Olje under drift | ||||
| 1 |
Vannløs syre (pH-verdi) | >5.4 | ≥4.2 | GB7598 | |
| 2 | Syreverdi (mgKOH/G) | ≤0.03 | ≤0.1 | GB7599 eller GB264 | |
| 3 | Flammpunkt (Lukket kopp) | >140 (for Olje nr. 10, 25) >135 (for Olje nr. 45) |
1. Ikke lavere enn ny oljestandard med 5 2. Ikke lavere enn forrige målte verdi med 5 |
GB261 | |
| 4 | Mekaniske forekomster | Ingen | Ingen | Visuell inspeksjon | |
| 5 | Fri karbon | Ingen | Ingen | Visuell inspeksjon | |
Følgende gir en kort introduksjon til hvordan man utfører analyse og inspeksjon ved hjelp av gasskromatografi. Når transformatorolje forverres eller det oppstår feil, er den grunnleggende metoden å trekke et oljesprønsmåling fra transformatoren uten å skru av strømmen, analysere typene og konsentrasjonene av løste gasser, og deretter fastslå feiltilstanden. Under normale forhold er gassinnholdet i oljen svært lavt, spesielt for brennbare gasser, som utgjør bare 0,001 % til 0,1 % av totalen.
Når alvorlighetsgraden av transformatorfeil øker, produserer oljen og de feste isolasjonsmateriale forskjellige gasser under termiske og elektromagnetiske effekter på grunn av varmeavvik. For eksempel, når det oppstår lokalisert overoppvarming, produserer isolasjonsmateriale store mengder CO og CO₂; når selve oljen overoppvarmes, produseres betydelige mengder etylen og metan. Ved å bruke innholdet av brennbare gasser som en vurderingskriterie, kan følgende retningslinjer anvendes: gassinnhold under 0,1 % indikerer normal tilstand; 0,1 % til 0,5 % indikerer mild feil; over 0,5 % indikerer alvorlig feil.
Gasser som hovedsakelig produseres av elektriske feil i transformatorer, er hydrogen og acetylen (C₂H₂), hovedsakelig forårsaket av bueløp eller gnister. Følgende referanseindikatorer kan brukes til vurdering: H₂-innhold <0,01 % er normalt, 0,01–0,02 % krever oppmerksomhet, og >0,02 % indikerer en feil; C₂H₂ <0,0005 % er normalt, og >0,001 % indikerer en feil.
Etter at en transformator blir fuktig, neiger H₂ (hydrogen) innholdet til å være høyt, fordi hydrogen gas dannes gjennom elektrolyse under strøm. Disse gassdataene kan analyseres omfattende for å vurdere transformatorens tilstand.
