Jakie parametry są testowane podczas testowania transformatorów olejowych?

Transformatory olejowesą krytycznymi elementami systemów elektroenergetycznych. Aby zapewnić ich bezpieczną, wydajną i niezawodną pracę, należy przeprowadzić szereg rygorystycznych testów – zarówno w fabryce, podczas uruchamiania, jak i przez cały okres ich użytkowania. Testy te sprawdzają wytrzymałość elektryczną, integralność mechaniczną, parametry termiczne i stan oleju izolacyjnego.

Poniżej wyjaśniono kluczowe parametry według kategorii testu.

Część 1: Rutynowe testy (wykonywane na każdym transformatorze)

Testy te są przeprowadzane na każdym urządzeniu przed opuszczeniem fabryki w celu potwierdzenia podstawowej jakości produkcji.

1. Pomiar rezystancji uzwojenia

Ten parametr mierzy rezystancję prądu stałego. Mierząc rezystancję uzwojenia każdej fazy (zarówno pierwotnej, jak i wtórnej), inżynierowie mogą wykryć luźne połączenia, zerwane żyły, nieprawidłowe położenie przełącznika zaczepów lub znaczną asymetrię faz. Dopuszczalne wartości powinny być zrównoważone pomiędzy fazami (zwykle w granicach 2%) i odpowiadać obliczeniom projektowym.

2. Stosunek napięcia i przesunięcie fazowe

Parametr ten sprawdza przełożenie obrotów. Do uzwojenia pierwotnego przykładane jest napięcie i mierzone jest napięcie indukowane po stronie wtórnej. Sprawdzany jest także kąt fazowy pomiędzy uzwojeniami. Zapewnia to, że transformator wytwarza prawidłowe napięcie wyjściowe i zależność fazową (np. Dyn11). Zwykle wymagany jest błąd w granicach ±0,5%.

3. Strata bez obciążenia i prąd wzbudzenia

Strata bez obciążenia (utrata rdzenia) jest spowodowana histerezą i prądami wirowymi w rdzeniu. Prąd wzbudzenia to prąd wymagany do namagnesowania rdzenia. Pomiar tych parametrów pomaga wykryć defekty rdzenia, takie jak zwarte laminacje lub słaby montaż. Nadmierna strata bez obciążenia oznacza, że ​​transformator będzie stale marnował znaczną ilość energii.

4. Strata obciążenia i napięcie impedancyjne

Strata obciążenia (strata miedzi) to ciepło wytwarzane przez prąd przepływający przez uzwojenia. Napięcie impedancyjne określa regulację napięcia transformatora i wielkość prądów zwarciowych. Aby je zmierzyć, zwiera się uzwojenie wtórne i zwiększa napięcie na uzwojeniu pierwotnym, aż wypłynie prąd znamionowy.

5. Rezystancja izolacji (test Meggera)

Ten parametr mierzy rezystancję prądu stałego pomiędzy uzwojeniami oraz między uzwojeniami a ziemią (rdzeń i zbiornik). Wysoka rezystancja izolacji (zwykle > 1000 MΩ w przypadku nowych transformatorów) wskazuje, że system izolacji jest suchy, czysty i nienaruszony. Niska rezystancja zwykle sugeruje wnikanie wilgoci lub zanieczyszczenie.

6. Wytrzymałość dielektryczna (test napięcia wytrzymywanego)

Parametr ten sprawdza, jakie przepięcie może wytrzymać izolacja bez uszkodzenia. Istnieją dwie powszechne formy:

Oddzielne źródło prądu przemiennego wytrzymuje: testuje główną izolację (uzwojenia do ziemi i pomiędzy uzwojeniami).

Wytrzymałość na indukowany prąd przemienny: testuje izolację międzyzwojową i międzywarstwową.

Do zaliczenia nie jest wymagane żadne przeskok ani awaria podczas testu.

Część 2: Badania typu (weryfikacja projektu)

Testy te przeprowadzane są na prototypie każdego projektu, aby wykazać, że projekt spełnia wszystkie wymagania norm.

1. Limity wzrostu temperatury

Parametr ten mierzy stałą temperaturę uzwojeń (obliczaną metodą zmiany rezystancji) i górną część oleju pod obciążeniem znamionowym. Temperatura jest najważniejszym czynnikiem wpływającym na żywotność transformatora – każde 6°C powyżej wartości znamionowej skraca żywotność izolacji o połowę. Normy zazwyczaj wymagają, aby wzrost temperatury uzwojenia nie przekraczał 65 K (dla izolacji klasy A).

2. Napięcie wytrzymujące impuls piorunowy

Ten parametr symuluje uderzenie pioruna w podłączone linie przy użyciu przebiegu napięcia 1,2/50 µs. Wysokie napięcie impulsowe jest stosowane w celu sprawdzenia, czy izolacja wytrzyma przepięcia atmosferyczne. Jest to krytyczny test pozwalający zapobiec nagłej awarii transformatora spowodowanej piorunem.

3. Wytrzymałość na zwarcia

Parametr ten sprawdza, czy uzwojenie jest w stanie wytrzymać ogromne siły elektromagnetyczne powstające podczas zewnętrznego zwarcia, bez deformacji lub przesunięcia. Po teście sprawdzane są zmiany rezystancji i reaktancji uzwojeń, a analiza odpowiedzi częstotliwościowej pozwala potwierdzić, że nie doszło do uszkodzeń mechanicznych.

Część 3: Testy specjalne (specyficzne dla klienta lub aplikacji)

Testy te przeprowadza się, gdy wymagana jest dodatkowa pewność, na przykład w przypadku dużych lub krytycznych transformatorów.

1. Poziom wyładowania częściowego (PD)

Parametr ten mierzy niewielkie wyładowania elektryczne wewnątrz pustych przestrzeni izolacyjnych lub na stykach, wyrażone w pikokulombach (pC). Wyładowanie niezupełne jest wczesnym sygnałem ostrzegawczym pogorszenia się izolacji. W przypadku nowych transformatorów poziom WNZ zwykle musi wynosić poniżej 10 pC przy 1,5-krotności napięcia znamionowego. Niski poziom PD oznacza, że ​​izolacja jest wolna od pęcherzyków i zanieczyszczeń.

2. Współczynnik rozproszenia dielektryka (Tan δ) i pojemność

Tan δ (kąt straty) odzwierciedla ilość energii traconej w materiale izolacyjnym. Pojemność odzwierciedla geometryczną strukturę systemu izolacyjnego. Obydwa parametry są bardzo wrażliwe na wilgoć i starzenie. Rosnąca wartość tan δ wskazuje, że izolacja mogła zostać zawilgocona lub zwęglona.

3. Analiza odpowiedzi częstotliwościowej (FRA)

Ten parametr rejestruje „odcisk palca” impedancji transformatora w całym zakresie częstotliwości (zwykle od 20 Hz do 2 MHz). FRA jest niezwykle wrażliwa na mechaniczne ruchy uzwojeń spowodowane uderzeniami w transporcie lub siłami zwarciowymi. Porównując ślady fabryczne i terenowe, jeśli ślady pozostają silnie skorelowane (powyżej 98%), można wykazać, że struktura uzwojenia nie uległa zmianie.

4. Impedancja sekwencji zerowej

Parametr ten mierzy odporność transformatora na prądy składowej zerowej (prądy zwarcia doziemnego). Określa wielkość jednofazowego prądu zwarcia doziemnego w solidnie uziemionym systemie neutralnym i stanowi istotny sygnał wejściowy dla ustawień przekaźnika zabezpieczeniowego.

Część 4: Parametry testu oleju izolacyjnego (kluczowe dla transformatorów olejowych)

Olej działa zarówno jako izolacja, jak i chłodziwo, dlatego jego właściwości fizyczne, chemiczne i elektryczne są krytyczne.

1. Napięcie przebicia (BDV)

Jest to najbardziej bezpośredni wskaźnik wytrzymałości elektrycznej oleju. Próbkę oleju umieszcza się pomiędzy dwiema elektrodami w ustalonej odległości (zwykle 2,5 mm) i podnosi napięcie aż do wystąpienia przebicia. Zwykle wymagane jest, aby nowy olej miał BDV co najmniej 60 kV. Niski BDV wskazuje, że olej zawiera wilgoć lub cząstki przewodzące.

2. Zawartość wody

Wilgoć jest głównym wrogiem oleju izolacyjnego. Znacząco zmniejsza napięcie przebicia i przyspiesza starzenie się izolacji celulozowej. Nowy olej wymaga wyjątkowo niskiej zawartości wody, zwykle poniżej 10 części na milion (ppm).

3. Liczba kwasowa (wartość neutralizacji)

Parametr ten mierzy stężenie związków kwasowych w oleju. W miarę starzenia się oleju wzrasta liczba kwasowa. Wysoka liczba kwasowa może powodować korozję elementów metalowych i przyspieszać degradację izolacji.

4. Analiza rozpuszczonego gazu (DGA)

Jest to jedno z najpotężniejszych narzędzi diagnostycznych. Mierząc stężenia i proporcje kluczowych rozpuszczonych gazów – wodoru (H₂), metanu (CH₄), etanu (C₂H₆), etylenu (C₂H₄), acetylenu (C₂H₂), tlenku węgla (CO) i dwutlenku węgla (CO₂) – inżynierowie mogą zidentyfikować ukryte usterki wewnętrzne. Na przykład:

Wykryto acetylen → wyładowanie łukowe.

Dominujący etylen → gorący punkt o wysokiej temperaturze.

Nagły wzrost poziomu wodoru → wyładowanie niezupełne.

5. Napięcie międzyfazowe (IFT)

Parametr ten odzwierciedla obecność w oleju zanieczyszczeń polarnych lub produktów ubocznych starzenia. Nowy olej ma stosunkowo wysokie napięcie międzyfazowe. W miarę starzenia się oleju lub jego zanieczyszczenia wartość IFT maleje.

6. Temperatura zapłonu i temperatura krzepnięcia

Temperatura zapłonu mierzy ryzyko pożaru. Olej mineralny ma zazwyczaj temperaturę zapłonu powyżej 140°C.

Temperatura płynięcia mierzy płynność w niskich temperaturach. W zimnym klimacie należy stosować olej o niskiej temperaturze płynięcia.