Руководство по последним технологиям испытания трансформаторов
Трансформаторы бывают разных типов, в основном масляные и сухие. Их неисправности разнообразны, но большинство проблем сосредоточено в обмотках, сердечнике, соединительных элементах и загрязнении масла. Например, повреждение изоляции обмоток, обрывы, короткие замыкания и межвитковые короткие замыкания в точках соединения. Общие внешние признаки неисправностей трансформатора включают сильный перегрев, чрезмерное повышение температуры, аномальные шумы и трехфазное несоответствие.
Рутинное обслуживание трансформаторов включает испытание изоляции (сопротивление изоляции, коэффициент диэлектрической абсорбции и т. д.), измерение сопротивления постоянному току (для выявления неисправностей, связанных с обмотками), осмотр сердечника и холостые испытания. Некоторые предприятия также анализируют качество масла в масляных трансформаторах, чтобы убедиться, что его электрическая изоляция и тепловые характеристики остаются неповрежденными.
Ниже приведены несколько передовых методов испытания трансформаторов для справки.
1. Метод ALL-Test
Суть метода ALL-Test заключается в использовании высокочастотных, низковольтных сигналов вместо высоковольтных сигналов для измерения внутренних параметров, таких как сопротивление постоянному току, импеданс, фазовый угол индуктивности обмоток и отношение тока к частоте (I/F) оборудования на основе обмоток. Это позволяет точно оценить внутренние неисправности и их стадии развития. Преимущества этого метода:
Позволяет быстро проводить диагностику неисправностей на месте, помогая определить, необходимы ли дальнейшие трудоемкие и времязатратные проверки, такие как осмотр сердечника.
Высокая точность измерений. Поскольку сопротивление постоянному току обмоток трансформатора обычно очень низкое, использование низковольтных высокочастотных сигналов предотвращает усугубление существующих дефектов. С точностью до трех знаков после запятой даже незначительные межвитковые короткие замыкания можно обнаружить по заметным изменениям сопротивления постоянному току (R), чего нельзя достичь с помощью традиционного измерения сопротивления постоянному току.
Облегчает мониторинг состояния. Каждое измерение можно записывать и хранить. Проводя регулярные испытания и строя трендовые кривые, можно отслеживать изменения ключевых параметров со временем, предоставляя надежные данные для раннего обнаружения неисправностей и предиктивного обслуживания, что поддерживает количественное управление неисправностями на промышленных объектах.
Комплексный анализ параметров (R, Z, L, tgφ, I/F) предоставляет более полное, своевременное и точное описание внутренних неисправностей трансформатора.
Основная процедура для метода ALL-Test:
После отключения питания трансформатора заземлите вторичную (или первичную) сторону. Затем подключите сигнальные провода прибора к первичным (или вторичным) выводам (H1, H2, H3) по одному, измеряя межфазные параметры (R, Z, L, tgφ, I/F). Сравнивая результаты между фазами или с историческими данными одной и той же фазы в разное время, можно определить состояние неисправности трансформатора.
В качестве справки приведены рекомендуемые эмпирические критерии оценки:
Сопротивление (R):
Если R > 0,25 Ом, разница между фазами, превышающая 5%, указывает на трехфазное несоответствие.
Если R ≤ 0,2 Ом, используйте порог 7,5% для оценки несоответствия.
Импеданс (Z):
Межфазное несоответствие не должно превышать 5%.
У неисправных трансформаторов часто наблюдается несоответствие, стремящееся к более чем 100%.
Индуктивность (L):
Несоответствие не должно превышать 5%.
Тангенс фазового угла (tgφ):
Разница между фазами должна быть в пределах одной цифры (например, 0,1 против 0,2 допустима; 0,1 против 0,3 недопустима).
Отношение тока к частоте (I/F):
Межфазная разница не должна превышать две цифры (например, 1,23 против 1,25 допустимо).
На основании практического опыта, во время прогрессирования от несоответствия к отказу, данные испытаний трансформатора претерпевают значительные изменения. Для важных трансформаторов рекомендуется проводить измерения методом ALL-Test не реже одного раза в месяц.
Таблица 1 Экспериментальные данные хорошего трансформатора мощностью 2500 кВА, 28800:4300, испытания на вторичной стороне
| 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 |
Таблица 2 Экспериментальные данные неисправного трансформатора мощностью 500 кВА, 13800:240 В, тестирование первичной стороны
| 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. Метод испытания коэффициента трансформации
При полевых испытаниях трансформаторов прямое измерение коэффициента трансформации является эффективным и быстрым методом обнаружения внутренних неисправностей, таких как неправильное подключение, короткие замыкания или обрывы цепи. В процессе эксплуатации из-за вариаций в производстве или ухудшения изоляции со временем фактический коэффициент трансформации может отклоняться от значений, указанных на табличке. Если измерить его точно, коэффициент трансформации может служить ключевым индикатором состояния для выявления и отслеживания развития внутренних дефектов. Для этого используется прибор для измерения коэффициента трансформации (TTR), который обычно требует очень высокой точности измерений.
3. Тестирование качества масла трансформатора
Масляные трансформаторы широко используются, и важной частью их обслуживания является оценка состояния изоляционного масла. Признаки деградации масла, такие как потемнение цвета, кислый запах, снижение диэлектрической прочности (напряжения пробоя) или образование осадка, часто можно обнаружить при визуальном осмотре. Кроме того, количественный анализ ключевых свойств масла, включая вязкость, температуру вспышки и содержание влаги, необходим для всесторонней оценки. См. таблицу ниже для критериев оценки.
| Серийный номер | Пункт | Класс напряжения оборудования (кВ) | Индекс качества | Метод проверки | |
| Масло перед вводом в эксплуатацию | Масло в эксплуатации | ||||
| 1 |
Водорастворимая кислота (значение pH) | >5.4 | ≥4.2 | GB7598 | |
| 2 | Значение кислотности (мг КОН/г) | ≤0.03 | ≤0.1 | GB7599 или GB264 | |
| 3 | Температура вспышки (закрытый тигель) | >140 (для масла марок 10, 25) >135 (для масла марки 45) |
1. Не ниже стандарта нового масла на 5 2. Не ниже предыдущего измеренного значения на 5 |
GB261 | |
| 4 | Механические примеси | Отсутствуют | Отсутствуют | Визуальный осмотр | |
| 5 | Свободный углерод | Отсутствует | Отсутствует | Визуальный осмотр | |
В следующем кратко описывается, как проводить анализ и инспекцию с использованием газовой хроматографии. При ухудшении качества трансформаторного масла или возникновении неисправностей основной подход этого метода заключается в отборе проб масла из трансформатора без отключения питания, анализе типов и концентраций растворенных газов, а затем определении состояния неисправности. В нормальных условиях содержание газа в масле очень низкое, особенно горючих газов, которые составляют всего 0,001% до 0,1% от общего объема.
Однако по мере увеличения серьезности неисправностей трансформатора масло и твердые изоляционные материалы под воздействием тепловых и электромагнитных эффектов при термических неисправностях выделяют различные газы. Например, при локальном перегреве изоляционные материалы производят большое количество CO и CO₂; при перегреве самого масла образуются значительные количества этилена и метана. Используя содержание горючих газов в качестве критерия оценки, можно применять следующие руководящие принципы: содержание газа ниже 0,1% указывает на нормальное состояние; 0,1% до 0,5% указывает на легкую неисправность; выше 0,5% указывает на серьезную неисправность.
Основные газы, образующиеся при электрических неисправностях трансформаторов, — это водород и ацетилен (C₂H₂), главным образом вызванные дуговым разрядом или искрением. Для оценки можно использовать следующие справочные показатели: содержание H₂ <0,01% является нормальным, 0,01–0,02% требует внимания, а >0,02% указывает на неисправность; C₂H₂ <0,0005% является нормальным, а >0,001% указывает на неисправность.
После того как трансформатор становится влажным, содержание H₂ (водорода) обычно высокое, так как водород вырабатывается через электролиз под действием тока. Эти данные о газах могут быть комплексно проанализированы для оценки состояния трансформатора.
