Посібник з найновіших технологій тестування трансформаторів
Трансформатори бувають різних типів, головним чином масляні та сухі. Їхні відмови мають різні прояви, але більшість з них зосереджена на обмотках, сердечнику, з'єднуючих деталях та забрудненні олії. Наприклад, пошкодження ізоляції обмоток, відкриті кола, короткозамкнення, міжвиткові короткозамкнення у точках з'єднання. Зовнішніми симптомами відмов трансформаторів часто є сильне перегрівання, надмірне підвищення температури, незвичний шум та несприйнятна рівновага фаз.
Звичайне технічне обслуговування трансформаторів включає перевірку ізоляції (опір ізоляції, коефіцієнт діелектричного поглинання тощо), вимірювання опору постійного струму (для виявлення відмов, пов'язаних з обмотками), підйом сердечника для перевірки та безнавантажені випробування. Деякі підприємства також аналізують якість олії масляних трансформаторів, щоб забезпечити, що її електричні і теплові характеристики залишаються цілісними.
Нижче наведено кілька передових методів випробування трансформаторів для вашого ознайомлення.
1. Метод ALL-Test
Суть методу ALL-Test полягає в тому, що використовуються високочастотні, низьковольтні сигнали замість високовольтних для вимірювання внутрішніх параметрів, таких як опір постійного струму, імпеданс, індуктивність обмоток, фазовий кут, та відношення струму до частоти (I/F) обладнання на основі обмоток. Це дозволяє точно оцінити внутрішні відмови та їх етапи розвитку. Переваги цього методу:
Дозволяє швидку діагностику відмов на місці, допомагаючи визначити, чи необхідні подальші трудомісткі та тривалі перевірки, такі як підйом сердечника.
Висока точність вимірювання. Оскільки опір постійного струму обмоток трансформатора зазвичай дуже низький, використання низьковольтних високочастотних сигналів не погіршує існуючі дефекти. З точністю до третього знаку після коми, навіть невеликі міжвиткові короткозамкнення можна виявити через значні зміни опору постійного струму (R) — щось, чого неможливо досягти звичайним вимірюванням опору постійного струму.
Спрощує моніторинг стану. Кожне вимірювання можна записати та зберегти. Проводячи регулярні випробування та будуучи графіки трендів, можна спостерігати зміни ключових параметрів з часом, що надає надійні дані для раннього виявлення відмов та прогнозного ремонту — підтримує кількісне управління відмовами на промислових об'єктах.
Комплексний аналіз параметрів (R, Z, L, tgφ, I/F) надає більш повне, своєчасне та точне опис внутрішніх відмов трансформатора.
Основна процедура ALL-Test:
Після відключення живлення трансформатора, заземліть вторинну (або первинну) сторону. Потім підряд підключіть сигналні проводи приладу до первинних (або вторинних) контактів (H1, H2, H3), вимірюючи параметри між фазами (R, Z, L, tgφ, I/F). Порівнюючи результати між фазами або з історичними даними тієї ж фази в різні моменти часу, можна визначити стан відмови трансформатора.
Як приклад, наступні рекомендовані емпіричні критерії оцінки:
Опір (R):
Якщо R > 0,25 Ω, різниця між фазами, яка перевищує 5%, вказує на несприйнятну рівновагу фаз.
Якщо R ≤ 0,2 Ω, використовуйте поріг 7,5% для оцінки несприйнятності.
Імпеданс (Z):
Несприйнятність між фазами не повинна перевищувати 5%.
У відмовливих трансформаторах часто спостерігається тенденція до несприйнятності, що наближається до 100%.
Індуктивність (L):
Несприйнятність не повинна перевищувати 5%.
Тангенс фазового кута (tgφ):
Різниця між фазами повинна бути в межах одного знаку (наприклад, 0,1 проти 0,2 допустимо; 0,1 проти 0,3 недопустимо).
Відношення струму до частоти (I/F):
Різниця між фазами не повинна перевищувати двох знаків (наприклад, 1,23 проти 1,25 допустимо).
На основі досвіду у полі, під час переходу від несприйнятності до відмови, тестові дані трансформатора піддаються драматичним змінам. Для важливих трансформаторів рекомендується проводити вимірювання методом ALL-Test принаймні раз на місяць.
Таблиця 1 Експериментальні дані добре функціонуючого трансформатора 2500кВА, 28800:4300, випробування вторинної сторони
| 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 |
Таблиця 2 Експериментальні дані відносно несправного трансформатора 500 кВА, 13800:240 В, тестування первинної сторони
| 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 випробування коефіцієнту обгортки
При полевих випробуваннях трансформаторів безпосереднє вимірювання коефіцієнту обгортки є ефективним і швидким методом для виявлення внутрішніх дефектів — таких як неправильне підключення, короткі замикання або відкриті кола. Під час експлуатації через варіації при виробництві або поступове погіршення ізоляції з часом фактичний коефіцієнт обгортки трансформатора може відрізнятися від значення, вказаного на його табличці. Якщо виміряно точно, коефіцієнт обгортки може служити ключовим індикатором стану для виявлення та стеження за розвитком внутрішніх дефектів. Для цього використовують прилад для вимірювання коефіцієнту обгортки (TTR) трансформатора, який, як правило, потребує дуже високої точності вимірювання.
3. Випробування якості масла трансформатора
Трансформатори, занурені в масло, широко використовуються, і важливою частиною їх обслуговування є оцінка стану ізоляційного масла. Ознаки виродження масла — такі як потемніння, кислий запах, зниження диелектричної стійкості (напруга пробою) або утворення осаду — часто можна виявити при візуальному огляді. Крім того, кількісний аналіз ключових властивостей масла, включаючи в'язкість, температуру вспалювання та вологість, є необхідним для комплексної оцінки. Зверніться до таблиці нижче для критеріїв оцінки.
| Серійний номер | Позиція | Клас напруги обладнання (кВ) | Індекс якості | Метод перевірки | |
| Олія перед введенням в експлуатацію | Олія під час експлуатації | ||||
| 1 |
Розчинна у воді кислота (pH) | >5.4 | ≥4.2 | GB7598 | |
| 2 | Значення кислотності (мгKOH/г) | ≤0.03 | ≤0.1 | GB7599 або GB264 | |
| 3 | Температура запалення (закритий стаканчик) | >140 (для олії No. 10, 25) >135 (для олії No. 45) |
1. Не нижче стандарта для нової олії на 5 2. Не нижче попередньо виміряного значення на 5 |
GB261 | |
| 4 | Механічні забруднення | Відсутні | Відсутні | Візуальний осмотр | |
| 5 | Вільний вугілля | Відсутній | Відсутній | Візуальний осмотр | |
Нижче коротко описано, як проводити аналіз та перевірку за допомогою газової хроматографії. Коли трансформаторне масло втрачає свої властивості або виникають аварії, основний підхід цього методу полягає у взятті проби масла з трансформатора без відключення живлення, аналіз типів і концентрацій розчинених газів, а потім визначення стану аварії. У нормальних умовах вміст газів у маслі дуже низький, особливо горючих газів, які становлять лише 0,001% до 0,1% загального обсягу.
Однак, зі збільшенням тяжкості аварій трансформатора, масло та тверді ізоляційні матеріали виробляють різні гази під впливом теплових та електромагнітних ефектів через теплові аварії. Наприклад, при локальному перегріванні, ізоляційні матеріали виділяють велику кількість CO та CO₂; коли саме масло перегрівається, воно виробляє значні кількості етилену та метану. Використовуючи вміст горючих газів як критерій оцінки, можна застосувати наступні рекомендації: вміст газів нижче 0,1% свідчить про нормальну умову; 0,1% до 0,5% - про легку аварію; понад 0,5% - про серйозну аварію.
Основні гази, що виробляються внаслідок електричних аварій у трансформаторах, - це водню (H₂) та ацетилен (C₂H₂), головним чином, через дуговий розряд або блискавку. Для оцінки можна використовувати наступні показники: вміст H₂ <0,01% є нормальним, 0,01–0,02% потребує уваги, >0,02% свідчить про аварію; C₂H₂ <0,0005% є нормальним, >0,001% свідчить про аварію.
Після того, як трансформатор отримав вологу, вміст H₂ (водню) має тенденцію бути високим, оскільки водневий газ виробляється через електроліз під впливом струму. Ці дані про гази можна комплексно аналізувати для оцінки стану трансформатора.
