Rozwiązania do testowania i monitorowania transformatorów

Decyzje dotyczące konserwacji lub wymiany transformatora powinny być podejmowane na podstawie stanu izolacji i przewidywanych obciążeń. Wydłużenie zaledwie o kilka lat przewidywanego okresu eksploatacji transformatora (czy też generatora lub kabla) dzięki optymalizacji warunków pracy w oparciu o wiarygodne dane diagnostyczne oznacza znaczne oszczędności dla właściciela. 

Właściciel transformatora może również wykorzystywać technologię FDS do oceny stanu i starzenia się izolacji w izolatorach przepustowych, przekładnikach prądowych, przekładnikach napięciowych i innych elementach.
Okres eksploatacji transformatorów mocy lub transformatorów rozdzielczych zależy w dużej mierze od poprawnej oceny parametrów elektromechanicznych, elektromagnetycznych, dielektrycznych i termicznych transformatorów na etapie fabrycznych testów akceptacyjnych (FAT).

W ciągu całego okresu eksploatacji transformator poddawany jest działaniu kilku czynników, które mogą, ale nie muszą, wpływać na jego niezawodność i funkcjonalność. W związku z tym kadra kierownicza odpowiedzialna za infrastrukturę i kierownicy operacyjni ustalają określone strategie konserwacji i testów, aby monitorować i oceniać stan transformatorów. Strategia proaktywnych badań i monitorowania zwiększa trwałość transformatorów, zapewniając ich bezpieczną i ciągłą pracę oraz odporność na potencjalne nieprawidłowości w systemie.

Pomiar współczynnika zwojów transformatora jest zazwyczaj pierwszym testem.  Wynik to OK lub NOK. W przypadku wyniku NOK istnieje ryzyko wystąpienia poważnych problemów — które trzeba wyeliminować przed wykonaniem innych badań.  Jeśli transformator pomyślnie przejdzie pomiar współczynnika zwojów, następnym logicznym krokiem jest pomiar rezystancji uzwojenia. Jego celem jest sprawdzenie integralności mechanicznej połączeń w transformatorze, izolatorze przepustowym i przełącznikach zaczepów.  Niezrównoważenie rezystancji może prowadzić do szybszej degradacji transformatora.  Dlatego po zakończeniu pomiarów rezystancji uzwojenia konieczne jest rozmagnesowanie transformatora.  Remanencja, czyli namagnesowanie szczątkowe, może skutkować dużymi prądami rozruchowymi przy włączaniu zasilania transformatora i aktywacją systemów zabezpieczających, co generuje dodatkowe koszty i zwiększa nakład pracy. Namagnesowanie szczątkowe może też wpływać na wyniki analizy SFRA, badania współczynnika i pomiaru prądu wzbudzenia.

Pomiar współczynnika zwojów sprawdza konstrukcję i zasadę działania transformatora. Pozwala zweryfikować dane z tabliczki znamionowej i parametry przekształcania energii elektrycznej. Współczynnik zwojów nazywa się również przekładnią transformatora. Pomiar TTR wykonuje się za pomocą miernika przekładni (miernika współczynnika zwojów). Można w ten sposób potwierdzić, że transformator jest w stanie automatycznie regulować napięcie w różnych położeniach przełącznika zaczepów pracującego pod obciążeniem (OLTC), a także sprawdzić, czy przełącznik zaczepów pracujący bez obciążenia (DETC) jest prawidłowo ustawiony, a w uzwojeniach nie ma zwarć zwojów. Miernik przekładni pozwala wygodnie i precyzyjnie badać przekładnię i polaryzację transformatora mocy. Pomiar współczynnika zwojów transformatora opiera się na podstawowych zjawiskach elektromagnetycznych, dzięki którym transformator może działać. Różnica polega na tym, że pomiar TTR zazwyczaj wykorzystuje wzbudzenie uzwojenia niskiego napięcia prądem przemiennym (<250 V AC) kolejno na poszczególnych fazach (lub na wszystkich fazach jednocześnie) i mierzy napięcie indukowane w uzwojeniu wtórnym. Gdy sygnał wzbudzenia jest doprowadzany do uzwojenia wysokiego napięcia, a pomiar jest wykonywany po stronie niskiego napięcia, mówi się o pomiarze współczynnika zwojów w trybie OBNIŻANIA NAPIĘCIA. Możliwe jest również wzbudzenie uzwojenia niskiego napięcia i zmierzenie napięcia indukowanego w uzwojeniu wysokiego napięcia. Jest to tzw. pomiar współczynnika zwojów w trybie PODWYŻSZANIA NAPIĘCIA.

Wilgoć gromadząca się w układzie izolacyjnym transformatora mocy powoduje szereg problemów:

• Ogranicza obciążalność, ponieważ przy wyższych poziomach wilgotności spada temperatura powstawania pęcherzyków.
• Obniża wytrzymałość dielektryczną oleju, co ma bezpośredni wpływ na właściwości izolacyjne.
• Przyspiesza starzenie się izolacji celulozowej, zmniejszając jej wytrzymałość mechaniczną i w rezultacie skracając okres jej użytkowania.

Jedyną niezawodną metodą określania zawartości wilgoci w izolacji stałej transformatorów mocy i transformatorów rozdzielczych jest analiza charakterystyki częstotliwościowej dielektryka (DFR lub FDS). Jest to badanie nieinwazyjne i nieniszczące. Wyniki pomiarów wartości tan delta / współczynnika mocy z użyciem częstotliwości linii (50 lub 60 Hz) są zazwyczaj niewiarygodne ze względu na wpływ temperatury. Nie można również polegać na wynikach analizy oleju, ponieważ wilgoć gromadzi się przede wszystkim w izolacji stałej.