Каковы различия в тестировании коэффициента трансформации (TTR) между новыми и старыми трансформаторами?

Испытание коэффициента трансформации (КТ) является одной из ключевых диагностических процедур для оценки электрического и магнитного состояния обмоток и магнитопровода силового трансформатора. Оно проводится на протяжении всего жизненного цикла трансформатора, включая заводские приемо-сдаточные испытания (ФАТ), типовые испытания, приемо-сдаточные испытания на месте (САТ), а также в ходе плановой эксплуатации и технического обслуживания.

Новые и старые трансформаторы существенно различаются по целям, процедурам и интерпретации данных испытаний, что в основном обусловлено различиями в состоянии оборудования, условиях проведения испытаний и технических стандартах. В данной статье анализируются эти различия на основе международных стандартов (IEC 60076, IEEE C57.12) и практических случаев, что представляет ценность для технического обслуживания и оценки надежности энергосистем.

1. Различия в основных целях испытаний КТ

Для новых трансформаторов основной целью является проверка соответствия — обеспечение того, что коэффициент трансформации обмоток, положения переключателя ответвлений и векторная группа строго соответствуют проектным спецификациям. Согласно GB 50150-2016 и IEC 60076-1, отклонение измеренного коэффициента на основном ответвлении не должно превышать ±0,5%, что гарантирует соответствие изделия перед вводом в эксплуатацию.
В отличие от этого, для старых трансформаторов акцент делается на диагностике состояния. Цель — выявление скрытых дефектов, накопленных в процессе эксплуатации, таких как межвитковые замыкания, окисление контактов переключателя ответвлений или ухудшение состояния магнитопровода, путем сравнения последних измерений с историческими данными. Хотя допустимый диапазон отклонений остается тем же, критически важным становится анализ тенденций. Постепенный дрейф значений коэффициента часто сигнализирует о деформации обмоток или износе контактов.

2. Различия в испытательном оборудовании и процедурах

Испытания новых трансформаторов ориентированы на эффективность и точность. Как правило, используются полностью автоматические измерители КТ, применяющие метод уравновешенного моста или низковольтного возбуждения для одновременного измерения коэффициента, фазы и полярности. Современные приборы обеспечивают точность до ±0,2%, поддерживают трехфазные измерения и автоматически формируют стандартизированные отчеты.
Например, во время ФАТ распределительного трансформатора 35 кВ цифровой автоматический измеритель выполнил измерения на всех ответвлениях менее чем за 20 минут, а результаты были напрямую сохранены в базе данных инспекции.

Испытания же старых трансформаторов должны учитывать эффекты старения и потенциальные проблемы с контактами. Часто применяется комбинированный подход — традиционный метод двух вольтметров с верификацией современным прибором. Поскольку у старого оборудования могут быть окисленные клеммы или механический износ переключателя ответвлений, применение немного более высокого испытательного напряжения (например, 250 В вместо 100 В) помогает снизить магнитный дисбаланс и повысить точность.
На трансформаторе 110 кВ, проработавшем 15 лет, метод двух вольтметров выявил отклонение коэффициента в фазе С на 1,8%. Последующее автоматическое испытание КТ локализовало неисправность на изношенном контакте переключателя ответвлений, подтвердив эффективность комбинированного диагностического подхода.

3. Различия в источниках погрешностей и влияющих факторах

Для новых трансформаторов отклонения обычно связаны с производством — вызваны погрешностями намотки обмоток, некачественной сборкой переключателя ответвлений или неточным механическим позиционированием.
В одном случае новый трансформатор 10 кВ показал отклонение коэффициента трансформации 1,2% на заводских испытаниях. Расследование выявило неполный контакт между клеммами переключателя ответвлений; после повторной полировки и затяжки отклонение снизилось до 0,3%, что соответствует допустимым пределам по ГОСТ и МЭК. Более того, для агрегатов большой мощности испытания при напряжении намагничивания 250 В дают более стабильные показания, чем при 100 В, благодаря улучшенному намагничиванию сердечника.

У старых трансформаторов отклонения в основном возникают из-за эксплуатационного износа, тепловых или электрических нагрузок. Ключевые факторы включают:

1. Старение изоляции обмоток или межвитковые замыкания, вызывающие изменение фактического коэффициента трансформации.

2. Окисленные контакты переключателя ответвлений, приводящие к нестабильному переходному сопротивлению и некорректным показаниям коэффициента.

3. Увеличенные потери в сердечнике или ухудшение магнитных свойств, влияющие на магнитную связь и вызывающие нестабильность измерений.
   Например, у трансформатора 35 кВ, проработавшего 20 лет, отклонение коэффициента трансформации увеличилось с 0,2% до 1,5%. Разборка подтвердила незначительную деформацию обмотки, вызванную прошлыми короткозамыкающими усилиями, что иллюстрирует необходимость периодического трендового анализа коэффициента трансформации.

4. Различия в соответствии стандартам и использовании данных

Новые трансформаторы строго соответствуют стандартам ГОСТ Р 52719-2007 (GB/T 1094.1-2013), МЭК 60076 и ANSI C57.12. Измеренные значения напрямую сравниваются с паспортными данными, и любое отклонение за установленные пределы делает агрегат несоответствующим для включения под напряжение. Результаты испытаний служат в основном приемочной документацией и базовыми техническими записями.

Для старых трансформаторов испытания проводятся в соответствии с нормами профилактических испытаний РД 34.45-51.300-97 (DL/T 596-2021) или IEEE Std C57.152-2013 с использованием двойного критерия: соответствие стандартным пределам и сравнение с историческими данными. Хотя применяется тот же допуск (±0,5%), основным диагностическим показателем является скорость изменения между последовательными испытаниями.
Обычно изменение ≤2% по сравнению с предыдущими результатами при той же температуре считается допустимым. В проекте модернизации распределительной сети десять старых трансформаторов 10 кВ были повторно испытаны в течение пяти лет. Два агрегата показали ежегодный дрейф коэффициента трансформации, превышающий 0,8%, что привело к упреждающей замене и позволило избежать будущих отказов в работе.

Испытание коэффициента трансформации (TTR), будучи единым по принципу, служит разным техническим целям для новых и старых трансформаторов. Испытания новых трансформаторов обеспечивают контроль производственного качества и соответствия проекту, тогда как испытания старых трансформаторов направлены на выявление ухудшения состояния и предотвращение незапланированных отключений. Понимание этих различий в целях, применяемых приборах, источниках погрешностей и анализе данных позволяет службам технического обслуживания оптимизировать управление жизненным циклом трансформаторов в соответствии с современными международными стандартами.

Другие связанные статьи:
Почему для проверки контактного сопротивления требуется 100А или более?
Опасности и устранение чрезмерного контактного сопротивления в выключателях или ВН-коммутаторах
Как измерить контактное сопротивление без изменения схемы?
Как правильно проверить контактное сопротивление ВН-коммутационного оборудования или выключателя?
Почему возникает чрезмерное контактное сопротивление во вторичных электрических цепях?
Что входит в контрольный список испытаний при приемке и техническом обслуживании подстанций 110кВ/220кВ?

Больше тестеров трансформаторов от Kingrun

Kingrun Transformer Instrument Co.,Ltd.