Przewodnik po najnowszych technologiach testowania transformatorów

Transformatory występują w wielu typach, głównie zanurzone w oleju i suchotniowe. Ich awarie mają różnorodne objawy, ale większość problemów koncentruje się na cewkach, rdzeniu, elementach łączących oraz kontaminacji oleju. Na przykład, uszkodzenie izolacji cewek, przepaliny, zwarcia, a także zwarcia między okrętami w punktach połączeń. Powszechnymi zewnętrznymi symptomami awarii transformatora są silne nagrzewanie, nadmierny wzrost temperatury, nietypowe dźwięki oraz niezrównoważenie trójfazowe.

Rutynowe utrzymanie transformatorów obejmuje głównie testowanie izolacji (opór izolacyjny, współczynnik absorpcji dielektrycznej itp.), pomiary oporu stałego prądu (w celu wykrycia usterek związanych z cewkami), podnoszenie rdzenia do inspekcji oraz testy bezobciążeniowe. Niektóre przedsiębiorstwa analizują również jakość oleju w transformatorach zanurzonych w oleju, aby zapewnić, że jego właściwości izolacyjne i termiczne pozostają nienaruszone.

Poniżej przedstawiono kilka zaawansowanych metod testowania transformatorów jako referencję.

1. Metoda ALL-Test

Serce metody ALL-Test polega na użyciu wysokoczęstotliwościowych, niskonapięciowych sygnałów – zamiast wysokonapięciowych sygnałów – do pomiaru parametrów wewnętrznych takich jak opór stały prądu, impedancja, kąt fazowy indukcyjności cewek oraz stosunek prąd-częstość (I/F) urządzeń opartych na cewkach. Pozwala to na dokładne ocenianie wewnętrznych usterek i ich etapów rozwoju. Zalety tej metody to:

• Umożliwia szybkie diagnozowanie awarii na miejscu, co pomaga określić, czy są potrzebne bardziej czasochłonne i pracochłonne inspekcje, takie jak podnoszenie rdzenia.

• Wysoka dokładność pomiarów. Ponieważ opór stały prądu cewek transformatorowych jest zwykle bardzo niski, użycie niskonapięciowych, wysokoczęstotliwościowych sygnałów unika pogarszania istniejących defektów. Dzięki precyzji do trzech miejsc po przecinku nawet małe zwarcia między okrętami mogą być wykryte poprzez widoczne zmiany oporu stałego prądu (R) – czego tradycyjne testy oporu stałego prądu nie potrafią osiągnąć.

• Ułatwia monitorowanie stanu. Każdy pomiar może być rejestrowany i przechowywany. Przeprowadzając regularne testy i tworząc krzywe trendów, można monitorować zmiany kluczowych parametrów w czasie, dostarczając niezawodne dane do wczesnego wykrywania awarii i predykcyjnego utrzymania – wspierając ilościowe zarządzanie usterkami w zakładach przemysłowych.

• Kompleksowa analiza parametrów (R, Z, L, tgφ, I/F) oferuje bardziej kompletny, aktualny i dokładny opis wewnętrznych usterek transformatora.

Podstawowy procedura dla ALL-Test:
Po odłączeniu zasilania transformatora, uziemić stronę wtórną (lub pierwotną). Następnie połącz przewody sygnałowe urządzenia z terminalami pierwotnymi (lub wtórnymi) (H1, H2, H3) jeden po drugim, mierząc parametry międzyczłonowe (R, Z, L, tgφ, I/F). Porównując wyniki między fazami lub z historycznymi danymi tej samej fazy w różnych momentach, można określić stan usterki transformatora.

Jako referencja, poniżej przedstawione są zalecane empiryczne kryteria oceny:

• Opór (R):

• Jeśli R > 0,25 Ω, różnica międzyczłonowa przekraczająca 5% wskazuje na niezrównoważenie trójfazowe.

• Jeśli R ≤ 0,2 Ω, należy użyć progu 7,5% do oceny niezrównoważenia.

• Impedancja (Z):

• Niezrównoważenie międzyczłonowe nie powinno przekraczać 5%.

• Awaryjne transformatory często pokazują niezrównoważenie tendencyjnie zbliżające się do ponad 100%.

• Indukcyjność (L):

• Niezrównoważenie nie powinno przekraczać 5%.

• Tangens kąta fazowego (tgφ):

• Różnica między fazami powinna mieścić się w jednym cyfrze (np. 0,1 vs 0,2 jest akceptowalne; 0,1 vs 0,3 nie jest).

• Stosunek prąd-częstość (I/F):

• Różnica międzyczłonowa nie powinna przekraczać dwóch cyfr (np. 1,23 vs 1,25 jest akceptowalne).

Na podstawie doświadczeń terenowych, w trakcie postępu od niezrównoważenia do awarii, dane testowe transformatora ulegają drastycznym zmianom. Dla kluczowych transformatorów zaleca się wykonanie pomiarów ALL-Test co najmniej raz na miesiąc.

Tabela 1 Eksperymentalne dane dobrego transformatora 2500kVA, 28800:4300, test strony wtórnej

Tabela 2 Dane eksperymentalne uszkodzonego transformatora 500kVA, 13800:240V, test strony pierwotnej

2. Metoda testu stosunku zwinięć

W terenowych testach transformatorów bezpośrednie pomiar stosunku zwinięć to skuteczna i szybka metoda wykrywania wewnętrznych uszkodzeń – takich jak nieprawidłowe połączenia, zatory lub otwarte obwody. W trakcie eksploatacji, ze względu na wariacje produkcji lub degradację izolacji z upływem czasu, rzeczywisty stosunek zwinięć transformatora może odbiegać od wartości podanej na tablicy informacyjnej. Jeśli zmierzony dokładnie, stosunek zwinięć może służyć jako kluczowy wskaźnik stanu do identyfikacji i śledzenia rozwoju wewnętrznych defektów. Do tego celu używa się testerów stosunku zwinięć (TTR), które zwykle wymagają bardzo wysokiej precyzji pomiarowej.

3. Badanie jakości oleju transformatorowego

Szeroko stosowane są transformatory zanurzone w oleju, a kluczowym elementem ich konserwacji jest ocena stanu oleju izolacyjnego. Oznaki degradacji oleju – takie jak ciemniejszy kolor, kwaśny zapach, zmniejszona siła dielektryczna (napięcie przepadowe) lub powstawanie osadu – mogą być często zidentyfikowane poprzez wizualną inspekcję. Ponadto, ilościowa analiza kluczowych właściwości oleju – w tym lepkość, punkt zapalny i zawartość wilgoci – jest niezbędna do kompleksowej oceny. Zobacz poniższą tabelę dla kryteriów oceny.

Poniżej krótko opisano, jak przeprowadzać analizę i kontrole przy użyciu chromatografii gazowej. Gdy olej transformatorowy się degraduje lub wystąpią uszkodzenia, podstawowe podejście polega na wzięciu próbki oleju z transformatora bez wyłączania zasilania, analizie rodzajów i stężeń rozpuszczonych gazów, a następnie określeniu stanu uszkodzenia. W normalnych warunkach zawartość gazu w oleju jest bardzo niska, zwłaszcza paliwne gazy, które stanowią tylko 0,001% do 0,1% całości.

Jednakże, gdy nasilają się uszkodzenia transformatora, olej i materiały izolacji stałej produkują różne gazy pod wpływem ciepła i oddziaływania elektromagnetycznego spowodowanego uszkodzeniami termicznymi. Na przykład, gdy występuje lokalne przegrzewanie, materiały izolacyjne produkują duże ilości CO i CO₂; gdy sam olej się prze nagrza, powstają znaczne ilości etylenu i metanu. Używając zawartości paliwnych gazów jako kryterium oceny, można zastosować następujące wytyczne: zawartość gazu poniżej 0,1% wskazuje na normalny stan; 0,1% do 0,5% wskazuje na lekkie uszkodzenie; powyżej 0,5% wskazuje na ciężkie uszkodzenie.

Głównymi gazami produkowanymi przez uszkodzenia elektryczne w transformatorach są wodór i acetylen (C₂H₂), głównie spowodowane łukowym wyładowaniem lub iskrzeniem. Następujące wskaźniki referencyjne mogą być używane do oceny: zawartość H₂ <0,01% jest normalna, 0,01–0,02% wymaga uwagi, a >0,02% wskazuje na uszkodzenie; C₂H₂ <0,0005% jest normalna, a >0,001% wskazuje na uszkodzenie.

Po wilgotnym uszkodzeniu transformatora, zawartość H₂ (wodór) ma tendencję do bycia wysoka, ponieważ gaz wodór powstaje poprzez elektrolizę pod wpływem prądu. Te dane gazowe mogą być kompleksowo analizowane, aby ocenić stan transformatora.