En guide till de senaste transformatorprovningsteknikerna
Transformatorer finns i många typer, främst oljedränkta och torrtyper. Deras felmanifestationer är mångsidiga, men de flesta avbrott koncentreras i vindingsarna, kärnan, anslutningskomponenterna och oljesmutsning. Till exempel skador på vindingsisolering, öppna kopplingar, kortslut, och mellanvarvs-kortslut vid anslutningspunkter. Vanliga yttre symtom på transformatorfel inkluderar allvarlig överhettning, för hög temperaturökning, ovanlig ljudnivå och trefasobalans.
Vanlig underhållsverksamhet för transformatorer inkluderar isoleringsprov (isolationsmotstånd, dielektrisk absorptionskvot, etc.), mätning av likströmsmotstånd (för upptäckt av vindingsrelaterade fel), lyftning av kärnan för inspektion, och tomkörningstester. Vissa företag analyserar också oljekvaliteten hos oljedränkta transformatorer för att säkerställa att dess elektriska isolering och termiska egenskaper håller sig intakta.
Nedan följer flera avancerade transformatorprovsmetoder som referens.
1. ALL-Test-metod
Kärnan i ALL-Test-metoden är att använda högfrekventa, lågspännings-signaler—istället för högspänningssignaler—för att mäta interna parametrar som likströmsmotstånd, impedans, vindinginduktans fasvinkel, och ström-frekvensförhållandet (I/F) för utrustning baserad på vindingsar. Detta möjliggör en exakt bedömning av inre fel och deras utvecklingsstadier. Fördelarna med denna metod är:
Gör det möjligt för snabb felanalys på plats, vilket hjälper till att bestämma om ytterligare tidskrävande och arbetskrävande inspektioner—som kärnlyftning—är nödvändiga.
Hög mätningstrygghet. Eftersom transformatorvindingens likströmsmotstånd vanligtvis är mycket lågt, undviker man genom att använda lågspänningshögfrekvenssignaler att förvärra existerande defekter. Med precision upp till tre decimaler kan även mindre mellanvarvs-kortslut upptäckas genom märkbara förändringar i likströmsmotstånd (R)—något som traditionell likströmsmotståndsprovning inte kan åstadkomma.
Underlättar tillståndsbaserat övervakning. Varje mätning kan registreras och lagras. Genom regelbundna tester och plotning av trendkurvor kan förändringar i viktiga parametrar övervakas med tiden, vilket ger tillförlitliga data för tidig felupptäckt och prediktivt underhåll—stödjer kvantitativ felefterlevnad i industriella anläggningar.
Komplettera parameteranalys (R, Z, L, tgφ, I/F) ger en mer komplett, aktuell och exakt beskrivning av inre transformatorfel.
Grundläggande procedur för ALL-Test:
Efter att ha avkopplat strömförsörjningen till transformatorn, jorda den sekundära (eller primära) sidan. Anslut sedan instrumentets signalsladdar till de primära (eller sekundära) terminalerna (H1, H2, H3) en efter en, mät interfasparametrar (R, Z, L, tgφ, I/F). Genom att jämföra resultat mellan faser eller mot historiska data från samma fas vid olika tillfällen kan transformatorns felförhållanden fastställas.
Som referens följer nedan rekommenderade empiriska utvärderingskriterier:
Motstånd (R):
Om R > 0,25 Ω, indikerar en fas-till-fas skillnad över 5% trefasobalans.
Om R ≤ 0,2 Ω, använd en 7,5% gräns för obalansbedömning.
Impedans (Z):
Interfas obalans bör inte överstiga 5%.
Defekta transformatorer visar ofta obalans som tendenserar mot över 100%.
Induktans (L):
Obalans får inte överstiga 5%.
Fasvinkel tangens (tgφ):
Skillnaden mellan faser bör ligga inom en siffra (t.ex. 0,1 vs 0,2 är acceptabelt; 0,1 vs 0,3 är det inte).
Ström-frekvensförhållande (I/F):
Interfas skillnad bör inte överstiga två siffror (t.ex. 1,23 vs 1,25 är acceptabelt).
Baserat på praktisk erfarenhet, under utvecklingen från obalans till fel, genomgår transformatorprovningsdata drastiska förändringar. För kritiska transformatorer rekommenderas att utföra ALL-Test-mätningar minst en gång per månad.
Tabell 1 Experimentella data för en bra 2500kVA, 28800:4300 transformator, prov på sekundärsidan
| 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 Experimentella data för en defekt 500kVA, 13800:240V-transformator, test på primär sidan
| 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. Testmetod för viktförhållande
Vid fälttestning av transformatorer är direktmätning av viktförhållandet en effektiv och snabb metod för att upptäcka interna fel—som felaktig koppling, kortslutning eller öppna kretsar. Under drift kan det faktiska viktförhållandet av en transformator avvika från dess namnplatsvärde på grund av tillverkningsvariationer eller åldring av isoleringen. Om mätt korrekt kan viktförhållandet fungera som ett viktigt tillståndsindikator för att identifiera och följa utvecklingen av interna defekter. För detta används en transformatorviktförhållandestester (TTR-tester), vilken normalt kräver mycket hög mätningstrygghet.
3. Kvalitetstestning av transformatorolja
Oljedränkta transformatorer används omfattande, och en kritisk del av deras underhåll är att bedöma tillståndet hos den isolerande oljan. Tecken på oljeavbrott—som mörkare färg, sur lukt, minskad dielektrisk styrka (nedbrytningsspänning) eller slamsbildning—kan ofta identifieras genom visuell inspektion. Dessutom är kvantitativ analys av viktiga oljeegenskaper—inklusive viskositet, flammpunkt och vatteninnehåll—avgörande för en fullständig bedömning. Se tabellen nedan för utvärderingskriterier.
| Serienummer | Objekt | Utrustnings spänningsklass (kV) | Kvalitetsindex | Inspektionsmetod | |
| Olja innan driftsättning | Driftolja | ||||
| 1 |
Vattenlösbar syra (pH-värde) | >5.4 | ≥4.2 | GB7598 | |
| 2 | Syre värde (mgKOH/G) | ≤0.03 | ≤0.1 | GB7599 eller GB264 | |
| 3 | Flammpunkt (stängd kopp) | >140 (för No. 10, 25 Olja) >135 (för No. 45 Olja) |
1. Inte lägre än den nya oljestandarden med 5 2. Inte lägre än det tidigare mätta värdet med 5 |
GB261 | |
| 4 | Mekaniska föroreningar | Inga | Inga | Visuell inspektion | |
| 5 | Fri kol | Inga | Inga | Visuell inspektion | |
Följande ger en kort introduktion till hur analys och inspektion utförs med gaschromatografi. När transformerol försämrar sig eller fel uppstår, är den grundläggande metoden att ta en oljeprov utan att stänga av strömmen, analysera typerna och koncentrationerna av upplösta gaser, och sedan fastställa felet. Under normala förhållanden är gasinnehållet i oljan mycket lågt, särskilt för brännbara gaser, som utgör endast 0,001% till 0,1% av det totala.
När allvarligheten av transformerfel ökar, genererar oljan och fasta isoleringsmaterial olika gaser under termiska och elektromagnetiska effekter på grund av termiska fel. Till exempel producerar isoleringsmaterial stora mängder CO och CO₂ vid lokala överhettningar; när oljan själv överhettas, genereras betydande mängder etylen och metan. Genom att använda innehållet av brännbara gaser som ett omdömeskriterium kan följande riktlinjer tillämpas: gasinnehåll under 0,1% indikerar normalt tillstånd; 0,1% till 0,5% indikerar lindrigt fel; över 0,5% indikerar allvarligt fel.
Gaser som främst produceras av elektriska fel i transformatorer är vätgas och acetylen (C₂H₂), huvudsakligen orsakade av bågeffekt eller gnistor. Följande referensindikatorer kan användas för bedömning: H₂-innehåll <0,01% är normalt, 0,01–0,02% kräver uppmärksamhet, och >0,02% indikerar ett fel; C₂H₂ <0,0005% är normalt, och >0,001% indikerar ett fel.
Efter att en transformator har blivit fuktig, tenderar H₂ (vätgas) innehållet att vara högt, eftersom vätgas genereras genom elektrolys under ström. Dessa gasdata kan analyseras sammanfattningsvis för att bedöma transformatorns tillstånd.
